Solar termoelectrica

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ENERGIA SOLAR TERMOELÉCTRICA
EL CAMBIO CLIMÁTICO
PASOS FIRMES CONTRA
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Hasta el 2020 se evitaría
la emisión a la atmósfera
de un total de 154 millones
de toneladas de dióxido de
carbono, lo que supondría
una contribución
sustancial a los objetivos
internacionales contra el
cambio climático.
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CENTRALES TERMOSOLARES 1
ANTECEDENTES
RESUMEN
03
PARTE
1:
ELECTRICIDAD SOLAR TERMICA:Ò 06
LOS FUNDAMENTOS
PARTE 2: ELECTRICIDAD SOLAR TERMICA: 09
TECNOLOGIA, COSTES Y
BENEFICIOS
PARTE 3: EL MERCADO TERMICO SOLAR 24
GLOBAL
PARTE 4: EL FUTURO DE LA ELECTRICIDAD 34
SOLAR TERMICA
PARTE 5: RECOMENDACIONES POLITICAS 42
CONTENIDO
Page 4
Co-autor
Georg. Brakmann, Presidente
European Solar Thermal Industry Association
Sven Teske, B.Sc
Director de Renovables,
Greenpeace
Este informe demuestra que no hay barreras técnicas, económi-
cas o de recursos para suministrar el 5% de las necesidades eléc-
tricas mundiales con sólo electricidad solar térmica en el 2040,
incluso asumiendo que la demanda eléctrica global se podría doblar
para entonces. La industria termosolar puede convertirse en un
negocio dinámico e innovador de 15.000 millones de € anuales en
20 años, abriendo una nueva era de progreso económico,
tecnológico y medioambiental global.
Los beneficios de la electricidad solar son convincentes: protección
medioambiental, crecimiento económico, creación de empleo, di-
versificación de suministro de combustibles y rápido despliegue,
así como el potencial global de transferencia tecnológica e innova-
ción. La ventaja subyacente de la electricidad solar es que el com-
bustible es gratuito, abundante e inagotable. La cantidad total de
energía irradiada del sol a la superficie terrestre es suficiente para
suministrar más de 10.000 veces el consumo eléctrico global.
Un sólido consenso internacional sobre cambio climático afirma
claramente que no es una opción seguir como estamos, el mundo
debe avanzar rápidamente hacia una economía de energía limpia.
La electricidad solar térmica es una opción primaria para desarrollar
una fuente asequible, viable y global de energía que puede sustituir
a los combustibles fósiles en las zonas más soleadas de la Tierra.
Electricidad para 100 millones de personas
Las modernas centrales eléctricas termosolares (CET) propor-
cionan una cantidad de electricidad equivalente a la producción
de las centrales convencionales y pueden construirse en meses.
El objetivo de este informe es avanzar en los límites del
progreso tecnológico y desvelar sus futuros beneficios.
La electricidad solar térmica no necesita ser inventada, ni hay
necesidad de esperar a ningún "avance importante" mágico;
está lista para una puesta en práctica mundial hoy mismo.
Compromiso político urgente
La electricidad solar térmica es una tecnología de escala global que
puede satisfacer las necesidades energéticas y de desarrollo del
mundo sin destruirlo.
ANTECEDENTES
CENTRALES TERMOSOLARES 2
LA VISION ES CLARA: LAS CENTRALES SOLARES TERMOELECTRICAS PUEDEN
CONVERTIRSE EN LOS PARQUES EOLICOS MARINOS DEL DESIERTO:
APROVECHAR EL CALOR DEL SOL PARA COMBATIR EL CAMBIO CLIMATICO.
Co-autor
Rainer. Aringhoff, Secretario General
.
European Solar Thermal Industry Association
La visión es clara: las centrales eléctricas termosolares
pueden convertirse en los parques eólicos marinos de
tierra adentro: aprovechar el calor del sol para combatir
el cambio climático.
Nota: Las cifras de este informe aparecen tanto en dólares de EE.UU. como
en euros, que en el momento de escribir esto tienen un valor similar. El
símbolo $ se usa siempre referido al dólar de EE.UU. a menos que se
indique lo contrario.
Greenpeace y la Asociación Europea de la Industria Solar Térmica
(ESTIA en inglés) han producido juntos este informe para dar a
conocer la contribución que la electricidad solar térmica puede hacer
al suministro energético mundial. El informe es un ejercicio práctico
para mostrar que la electricidad solar térmica puede suministrar
electricidad en dos décadas a más de 100 millones de personas que
viven en las partes más soleadas del mundo.
El sólido compromiso industrial y político con la expansión de la
industria de las centrales eléctricas solares térmicas perfilado en este
informe muestra claramente que la aparición actual de actividad en el
sector de electricidad solar representa tan sólo una muestra de la
masiva expansión de la que es capaz en las próximas décadas.
Tras la Cumbre de la Tierra de Johanesburgo del 2002, se formó la
Coalición de Energías Renovables, con más de 80 países
proclamando que su objetivo es “aumentar sustancialmente la cuota
global de las fuentes de energías renovables” a partir de "objetivos
claros y ambiciosos con fecha fija”. Las declaraciones políticas sig-
nifican poco si no se llevan a la práctica. Este informe indica una serie
de acciones que los gobiernos pueden llevar a cabo y muestra, con
sólo una tecnología de renovables, lo que es posible.
electricidad solar térmica dando pasos concretos que ayudarán a
asegurar que cientos de millones de personas obtengan su
Pero aunque los informes son una guía util, es la gente quien cambia
el mundo con sus acciones. Nosotros animamos a políticos y
legisladores, ciudadanos en general, especialistas del sector,
empresas, inversores y otras partes interesadas a apoyar la
electricidad del sol, aprovechando su pleno potencial para el bien
común.
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Electricidad del Sol
La electricidad solar térmica es una tecnología relativamente nue-
va que ya se ha mostrado muy prometedora. Con poco impacto
ambiental y siendo una fuente masiva, ofrece una oportunidad a
los países más soleados del mundo comparable al avance que los
parques eólicos marinos está ofreciendo actualmente a los paí-
ses europeos con más viento en costas y mares.
convencional de carbón o de gas de 50 MW. A nivel mundial,
2
Las centrales eléctricas termosolares se pueden diseñar para
generación exclusivamente solar, ideal para satisfacer demanda
diurna, pero con los sistemas de almacenamiento futuros se
puede extender su operación casi a requisitos de carga base.
Tecnología, costes y beneficios
Los sistemas
cént. de €/kWh y 5 cént. de € a medio plazo.
Los sistemas de receptor central (central de torre) usan
RESUMEN
CENTRALES TERMOSOLARES 3
La electricidad solar térmica usa directamente el sol, por lo que
debe situarse en regiones con una alta radiación solar directa.
Entre las áreas más prometedoras del mundo están el Suroeste
de Estados Unidos, América Central y del Sur, Africa, Oriente
Próximo, la Europa Mediterránea, Irán, Pakistán, y las regiones
desérticas de India, la ex-Unión Soviética, China y Australia.
En muchas regiones del mundo, un kilómetro cuadrado de tierra
basta para generar unos 100-200 Gigavatios hora (GWh) de
electricidad al año usando la tecnología solar termoeléctrica.
Esto equivale a la producción anual de una central térmica
la explotación de menos del 1% del potencial solar térmico total
sería suficiente para estabilizar el clima mundial mediante
reducciones masivas de CO .
Convertir el calor del sol en electricidad
Producir electricidad de la energía de los rayos solares es un pro­
ceso relativamente sencillo. La radiación solar directa puede con­
centrarse y recogerse mediante una serie de tecnologías (TCS)
que proporcionarian temperaturas de medias a altas. Este
Para producir electricidad a partir de la energía solar térmica
se requieren cuatro elementos: concentrador, receptor, alguna
forma de transporte del calor, almacenamiento y conversión de
la energía, un equipo que es muy similar al de una planta de
combustible fósil. Las tres tecnologías solares térmicas más
prometedoras son el concentrador cilindroparabólico (CCP), el
receptor central o central de torre y el disco parabólico.
de CCP usan espejos reflectores en forma de
canal para concentrar la luz solar en un tubo en el cual un fluido
de transferencia térmica se calienta a unos 400°C y se utiliza
después para producir vapor sobrecalentado. Representan la
tecnología de energía solar térmica más madura con 354 MWe
de centrales ya conectadas a la red del sur de California desde
los 80s y más de dos kilómetros cuadrados de colectores
cilíndrico parabólicos. Estas centrales suministran 800 millones
de kWh anuales – suficiente para más de 200.000 hogares – a
un coste de generación de unos 10-13 céntimos de $ /kWh.
una disposición circular de grandes espejos de trayectoria indi-
vidual (helióstatos) para concentrar la luz solar en un receptor
central montado en lo alto de la torre, con el calor para la ge­
neración de electrcicidad transferido a través de una variedad.
de medios. Tras una escala intermedia de hasta 30 MW de
capacidad, los promotores confian que se puedan construir
centrales de torre conectadas a la red de hasta 200 MWe de
unidades sólo solares. El uso de almacenamiento térmico
aumentará su flexibilidad.
Ahora se están consiguiendo más avances en la tecnología,
con los proyectos de gran escala previstos en Grecia, España,
Egipto, México, India, Marruecos, Irán, Israel, Italia, Estados
Unidos y Argelia. La electricidad generada por este tipo de cen­
trales que se combinan con una central de gas de ciclo combi­
nado (ISCC Integrated Solar Combined Cycle) – se espera que
cueste hoy 6
generación que oscilan hoy entre 10-13 centavos de $/kWh. Sin
embargo, se espera que en el futuro los costes caigan a 5
centavos de $. Juntas, tecnologías avanzadas, producción en
masa, economías de escala y mejoras en la operación,
permitirán una reducción en el coste de la electricidad solar a un
nivel competitivo con las centrales térmicas de combustibles
fósiles en los próximos 10 a 15 años.
calor se utiliza entonces para operar un ciclo termodinámico
convencional, por ejemplo mediante una turbina de vapor o de gas,
o un motor Stirling. El calor solar recogido durante el día puede
también almacenarse en medios líquidos, sólidos o que cambian de
fase, como sales fundidas, cerámicas, cemento, o en el futuro,
mezclas de sales que cambian de fase. Por la noche, puede
extraerse el calor del medio de almacenamiento para hacer
funcionar la turbina.
La electricidad solar térmica también está abaratando costes de
producción. Las centrales que operan en California ya han
alcanzado impresionantes reducciones de costes, con costes de
Page 6
Los sistemas de discos parabólicos
Cada metro cuadrado de superficie de una central solar basta
xido de carbono. Por tanto, la energía solar puede hacer una
reducir emisiones de gases de efecto invernadero que contri­
buyen al cambio climático.
El mercado solar térmico mundial
termoeléctrica como consecuencia de la búsqueda global de
internacionales apoyan la tecnología, alentando la
• Egipto:
Planta ISCC de 127 MW con 29 MW de
capacidad solar.
• Grecia:
50 MW de capacidad solar con ciclo de vapor.
capacidad solar.
• Israel:
100 MW en operación solar híbrida.
• Italia
40 MW de capacidad solar con ciclo de vapor.
capacidad solar.
• Marruecos:
Planta ISCC de 230 MW con 35 MW de
capacidad solar.
• EEUU:
50 MW de sistemas de generación eléctrica
solar.
• EEUU:
1 MW de colectores parabólicos usando un
motor ORC.
El futuro de la electricidad solar térmica
.
CENTRALES TERMOSOLARES 4
Aunque se considera que las centrales de torre están más lejos
de la comercialización que los CCP, las torres solares tienen
buenas perspectivas a largo plazo por su alta eficiencia de
conversión. Hay proyectos en varias fases de desarrollo (de la
evaluación a la puesta en marcha) en España, Sudáfrica, y los
EEUU. En el futuro, los proyectos de centrales de torre se
beneficiarán de reducciones de costes similares a los que se
esperan en las centrales de colectores cilíndrico parabólicos. La
previsión es que los costes totales de la electricidad bajarán a 5
cénts/kWh en el medio a largo plazo.
contribución sustancial a los compromisos internacionales para
para el suministro a gran escala de electricidad generada con
tasas de interés y los costes de capital han caído drásticamente a
Una serie de países han introducido legislaciones nacionales
porcentaje creciente de su suministro de fuentes renovables.
Enormes líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje desde
lugares de gran aislamiento como el norte de Africa, podría
animar a las empresas europeas a financiar grandes centrales
solares cuya electricidad sería utilizada en Europa.
El escenario preparado por Greenpeace Internacional y la
Asociación Europea de la Industria Solar Térmica prevé lo que
son unidades menores en
comparación que usan un reflector en forma de disco para
concentrar la radiación solar y gas o aire calentado para ge-
nerar electricidad en un motor en el punto focal del reflector. Su
potencial reside sobre todo en el suministro eléctrico descentra-
lizado y remoto, en los sistemas eléctricos independientes. Hay
coste de la electricidad, un objetivo alcanzable a medio plazo es
una cifra inferior a 15 cénts/kWh.
En el desarrollo actual se han abierto dos grandes vías
proyectos planeados en EE.UU., Australia y Europa. En cuanto al
• India: Planta ISCC de 140 MW con 35 MW de
nivel mundial, aumentando la viabilidad de los proyectos de energía
renovable de importante capital inicial. Como ejemplos específicos
de grandes poyectos termosolares actualmente planeados en el
mundo, la evidencia de la "carrera por ser el primero", se incluye:
Estos y otros factores han llevado a un interés significativo en la
construcción de centrales en las regiones soleadas. Además, las
energía solar térmica. Una es el tipo ISCC, operación híbrida
que obligan a los suministradores eléctricos a usar un
sal fundida para el almacenamiento. Esto permite que la
La otra es la operación solar única, con una turbina de vapor
soluciones energéticas limpias. Iniciativas nacionales e
comercialización de la producción.
Se están abriendo nuevas oportunidades para la energía solar
para evitar la producción anual de 200 kilogramos (kg) de dió­
• México:
Planta ISCC de 300 MW con 29 MW de
central no plantea problemas.
gases de combustión durante la operación. Desmantelar una
neración convencionales. No hay contaminación en forma de
Un beneficio principal de la energía solar térmica es el poco im­
distribuida cuando la demanda lo requiere.
o inquietudes de seguridad asociadas a las tecnologías de ge­
de colección solar combinada con una planta de ciclo combi-
inado alimentada por gas, debiéndose introducir criterios
convencional, y cada vez más con el uso de un medio como la
pacto ambiental, con ninguna de las emisiones contaminantes
para evaluar la calidad de la hibridación.
energía solar recogida por el día sea almacenada y luego
• España:
2 x 50 MW de capacidad solar con ciclo de
vapor y almacenamiento.
• Australia:
35 MW en un grupo CLFR** para precalentar
vapor en una central de carbón de 2000 MW.
de electricidad.
se podría conseguir en el año 2020 dadas las condiciones de
mercado adecuadas. Se basa en los avances esperados en la
tecnología solar termoeléctrica en conjunto con el creciente
número de países que están apoyando proyectos para alcanzar
objetivos tanto de reducción de emisiones como de suministro
• Argelia:
Planta ISCC* de 140 MW con 35 MW de
capacidad solar.
*ISCC: Central Solar Integrada de Ciclo Combinado
**CLFR: Reflectores Compactos de Fresnel
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• Para el 2020, la capacidad total instalada en el mundo de
energía solar térmica habrá alcanzado 21.540 MW.
• La energía solar térmica habrá alcanzado una producción
anual de más de 54.600.000 MWh (54,6 TWh). Esto es
equivalente a más de un tercio de la demanda eléctrica de
Australia.
• Los cinco países más prometedores en términos de los
objetivos o potenciales gubernamentales de acuerdo con el
escenario, cada uno con más de 1.000 MW de proyectos de
solar térmica esperados para el 2020, son España, Estados
Unidos, México, Australia y Sudáfrica.
Se ha hecho también una proyección del potencial de expan-
sión del mercado de la energía solar térmica en otras dos
décadas, hasta el 2040. Esta proyección muestra que para el
2030 la capacidad mundial habrá alcanzado 106.000 MW, y
para el 2040 un nivel de casi 630.000 MW. El aumento de dispo-
nibilidad de las centrales debido al mayor uso de tecnologías
eficaces de almacenamiento también aumentará la cantidad de
electricidad generada por una capacidad instalada dada.
El resultado es que para el 2040 más del 5% de la demanda
eléctrica mundial podría satisfacerse con energía solar térmica.
CENTRALES TERMOSOLARES 5
RESULTADOS CLAVES DEL ESCENARIO 2002-2020 DE GREENPEACE-ESTIA
Capacidad de Electricidad Solar Térmica en 2020
21.540 MW
Emisiones anuales de carbono evitadas en 2020
32,7 millones de toneladas de CO
2
Proyección 2021-2040
Capacidad eléctrica solar térmica en 2040
630.000 MW
Producción eléctrica en 2040
1573 TWh
Porcentaje de demanda global
5%
Producción eléctrica en 2020
54.600.000 MWh (54,6 TWh)
Inversión acumulada
41.800 millones de $
Empleo generado
200.000 puestos de trabajo
Emisiones de carbono evitadas 2002 – 2020 154 millones de toneladas de CO
2
Durante el período del escenario, la tecnología solar térmica
habrá subido desde una posición relativamente marginal en la
jerarquía de las fuentes de energía renovables hasta alcanzar
un estatus sustancial junto a los actuales líderes de mercado
como las energías hidraúlica y eólica. Desde el nivel actual de
sólo 354 MW, para el 2015 la capacidad total instalada de
centrales eléctricas termosolares habrá alcanzado los 5.000
MW. Para el 2020 la capacidad adicional estaría aumentando
a razón de casi 4.500 MW al año.
• Durante el período hasta el 2020 se evitaría la emisión total de
154 millones de toneladas de dióxido de carbono a la
atmósfera, lo que supondría una importante contribución a los
objetivos internacionales de protección del clima.
• La expansión de la industria de la energía solar térmica
crearía 200.000 empleos en el mundo, incluso sin contar
aquellos implicados en la maquinaria.
• El capital invertido en centrales solares térmicas aumentará
de 375 millones de $ en el 2005 a casi 7.600 millones de $
en el 2020. La inversión total en el perído del escenario
ascendería a 41.800 millones de $.
Page 8
CENTRALES TERMOSOLARES 6
1. Electricidad solar
La electricidad solar térmica es una tecnología
relativamente nueva que ya ha mostrado su
enorme potencial. Con pocos impactos ambien­
tales y una fuente masiva, ofrece una oportunidad
a los países más soleados de la tierra que se
ELECTRICIDAD SOLAR TERMICA
– LOS FUNDAMENTOS
Patente del primer colector parábolico solar en 1907 al
Dr. W. Maier de Aalen y A. Remshardt Stuttgart.
Estos primeros diseños formaron las bases de desarrollos
países industrializados como Estados Unidos,
Rusia, Japón, España e Italia (ver Tabla 1).
espectro de tecnologías disponibles,
no llegaron a alcanzar los niveles
posterior ha seguido
tecnológicas e
incrementos de
tamaño de
la unidad.
los proyectos de solar térmica se emprendieron en
Muchas de estas centrales, cubriendo todo el
concentrándose en mejoras
de I+D al final de los 70 y principio de los 80, cuando
esperados de rendimiento, y la I+D
puede comparar a la que los parques eólicos
marinos están ofreciendo actualmente a países
europeos y no europeos con viento en sus costas.
PARTE1
Page 9
En muchas regiones del mundo un kilómetro cuadradro de terreno
basta para generar entre 100-200 Gigavatios hora (GWh)
A nivel mundial la explotación de menos del 1% del potencial total
solar térmico bastaría para cumplir las recomendaciones del Panel
Intergubernamental de Cambio Climático de Naciones Unidas (IPCC
en inglés) para la estabilización a largo plazo del clima.
Sin embargo, este gran potencial de energía solar sólo se usará
hasta un cierto límite, al estar restringido por la demanda regional y
por los recursos tecnológicos y financieros locales. Si se exporta la
electricidad solar a regiones con alta demanda de energía pero pocos
recursos solares propios, se podría extraer considerablemente más
energía en los países del cinturón solar para la protección climática
global. Países como Alemania ya están considerando seriamente
la importación de electricidad solar de Africa del Norte y la Europa
del Sur, como una manera de contribuir al desarrollo sostenible a
largo plazo de su sector eléctrico. No obstante, se debería seguir
dando prioridad al suministro de la legítima demanda autóctona.
2. Convertir el calor solar en electricidad
Producir electricidad a partir de la energía de los rayos solares es un
proceso relativamente sencillo. La radiación solar directa se puede
concentrar y recoger mediante las tecnologías de concentración
de energía solar (TCS, CSP en inglés) para conseguir calor de
temperatura media a alta. Este calor se usa entonces para operar
un ciclo convencional de electricidad, p.e. mediante una turbina de
vapor o de gas o un motor Stirling. El calor solar recogido por el día
también puede almacenarse en medio líquido, sólido o de cambio de
fase como sal fundida, cerámica, cemento, o en el futuro, mezclas de
sales que cambien de fase. Por la noche, se puede extraer del medio
de almacenamiento para hacer funcionar la central de generación
eléctrica. Se pueden diseñar las centrales eléctricas solares térmicas
para generación sólo solar, idealmente para satisfacer demanda de
punta diurna, y con sistemas de almacenamiento futuros, pueden
La generación combinada de calor y electricidad por TCS tiene
3. ¿Por qué concentrar la energía solar?
el consumo de combustibles fósiles.
Sostenibilidad medioambiental
La evaluación de las emisiones producidas en el ciclo de vida, y de
los impactos en el terreno de los sistemas TCS, muestra que son
perfectamente adecuados para la reducción de gases de efecto in-
vernadero y otros contaminantes, sin crear otros riesgos medioam-
bientales o contaminación. Cada metro cuadrado de superficie de
un campo solar TCS es, por ejemplo, suficiente para evitar una
emisión anual de 200 kilos(kg) de dióxido de carbono. Se amortiza
la energía de los sistemas de concentración eléctrica solar en el
plazo de tan sólo cinco meses. Esto se compara muy favorable-
mente con una vida útil de 25 a 30 años. La mayoría de los mate-
riales usados en los campos solares TCS, p.e. acero y cristal se
pueden reciclar y reutilizar en otras centrales.
Sostenibilidad económica
El coste de la electricidad solar térmica está disminuyendo. La
experiencia de los sistemas de generación eléctrica solar (SEGS)
en California (ver Parte dos) demuestra que ya se han consegui-
do hoy reducciones de costes impresionantes, con costes de ge-
neración entre 10 y 13 cénts. de $/kWh. No obstante, la
mayoría de la curva de aprendizaje está todavía por venir.
CENTRALES TERMOSOLARES 7
aaaa
un potencial especialmente prometedor, ya que el alto valor de
entrada energética se usa a la mayor eficiencia posible, superando
el 85%. El calor del proceso de generación combinada se puede
usar para aplicaciones industriales, refrigeración de distrito o
desalación de agua.
Concentrar energía solar para generar electricidad es una de las
tecnologías mejor situadas para ayudar a frenar el cambio climá-
tico de una manera que podemos permitirnos, así como a reducir
de electricidad solar al año usando tecnología solar térmica. Esto
equivale a la producción anual de una central térmica convencional
de carbón o de gas de 50 MW. Durante todo el ciclo de vida de un
sistema eléctrico solar térmico, su producción equivaldría a la
energía contenida en 16 millones de barriles de petróleo.
Las actuales tecnologías TCS incluyen las centrales de colectores
parabólicos, las centrales de torre y los discos parabólicos (ver Parte
dos). Las centrales de CCP con una capacidad instalada de 354 MW
llevan en operación comercial varios años mientras que las centrales
de torre y los discos parabólicos se han probado con éxito en varios
proyectos experimentales.
Unión Soviética, China y Australia.
La energía solar térmica utiliza la radiación solar directa, por lo que se
debe situar en regiones con alta radiación solar directa. Los en-
claves adecuados deben ofrecer al menos 2.000 kWh/m2 de
irradiación solar directa anual, aún pudiendo funcionar con umbrales
inferiores, mientras que los mejores enclaves ofrecerán más de
2.500kWh/m2 . Los enclaves típicos, en los que clima y vegetación no
ofrecen niveles altos de humedad atmosférica, incluyen estepas,
matorrales, sabanas, semidesiertos y desiertos, situados idealmente a
±40 grados de latitud. Entre las zonas más prometedoras del mundo
están, por tanto, el Suroeste de Estados Unidos, América Central y
del Sur, Africa, Oriente Medio, los países de la Europa
Mediterránea, Irán, Pakistán y las regiones desérticas de India, la ex-
extender su operación a cubrir la carga base. Durante la fase de
desarrollo de mercado de la tecnología, es probable que la opción
más favorecida sean las centrales híbridas con apoyo de combus-
tibles fósiles. Esto supondría, p.e. centrales Solares Integradas
de Ciclo Combinado (ISCC) para operar a carga media o base.
Page 10
El interés por diseñar artefactos para suministrar energía renovable
usando los rayos solares empezó unos 100 años antes de que la
crisis del precio del petróleo de los años 70 provocara el desarrollo
moderno de las renovables. Los experimentos empezaron en los años
1860 con el primer motor alimentado por energía solar de A. Mouchout
produciendo vapor en un caldero de hierro encerrado en cristal, con-
tinuando los primeros motores comerciales solares de A. Eneas a
a inicios del siglo XX. En 1907 Maier de Aalen y Remshardt de Stut-
gart obtuvieron patente para un dispositivo que usaba directamente
CENTRALES TERMOSOLARES 8
Nombre
Ubicación Tamaño
Tipo, fluido transferencia
Entrada en
Financiación
(MWe)
calor y medio almacenaje servicio
Aurelios
Adrano, Sicilia
1
Torre, vapor de agua
1981 Unión Europea
SSPS/ CRS
Almería, España
0.5
Torre, sodio
1981
8 países europeos y EE.UU.
SSPS/ DCS
Almería, España
0.5
CC, aceite
1981
8 países europeos y EE.UU.
Sunshine
Nio, Japón
1
Torre, vapor de agua
1981
Japón
Solar One
California, EE.UU. 10
Torre, vapor de agua
1982
M.En.& emp. serv. público EEUU
Themis
Targasonne, Francia
2.5
Torre, sal fundida
1982
Francia
CESA-1
Almeria, España
1
Torre, vapor de agua
1983
España
MSEE
Albuquerque, EE.UU. 0.75
Torre, sal fundida
1984
M.En.& emp. serv. público EEUU
SEGS-1
California, EE.UU.
14
CCP, aceite, alm. aceite
1984
Luz (compañía privada)
Vanguard 1
EE.UU.
0.025
Disco, hidrógeno 1984
Advanco Corp.
MDA EE.UU. 0.025 Disco, hidrógeno
1984 McDonnell-Douglas
C3C-5
Crimea, Rusia
5
Torre, vapor de agua
1985
Rusia
Tabla 1: Primeras centrales eléctricas termosolares
Estos diseños iniciales formaron las bases de desarrollos I+D de
finales de los años 70 y principios de los 80, cuando se emprendieron
proyectos solares térmicos en varios países industrializados como
Estados Unidos, Rusia, Japón, España e Italia (ver tabla 1). Muchas
de estas centrales, cubriendo todo el espectro de tecnologías
disponibles, no consiguieron alcanzar los niveles de rendimiento
esperados, y por eso la I+D ha continuado concentrándose en la
mejora tecnológica y el aumento de tamaño de las unidades.
Tecnologías avanzadas, producción en masa, economías de
escala y mejoras en la operación permitirán en su conjunto reducir
el coste de la electricidad termosolar a un nivel competitivo con otras
fuentes de energía en los próximos 10 a 15 años. Esto reducirá la
dependencia de combustibles fósiles y el riesgo del aumento de
costes de la electricidad en el futuro. Las centrales híbridas solar-
fósil usando esquemas de financiación especiales en sitios favora-
bles ya pueden suministrar electricidad a precios competitivos.
La competencia por aspectos económicos de centrales eléctricas
solares térmicas viene de centrales convencionales de combustibles
fósiles conectadas a la red, especialmente las modernas centrales de
gas de ciclo combinado operando a carga media o base. En los
sistemas de generación a pequeña escala sin conexión a red, como
islas o países en desarrollo, la competencia son los generadores de
motores eléctricos diesel a gasóleo o fuel pesado. Sin embargo, la
mezcla de factores, incluyendo reforma del sector eléctrico, aumento
de demanda de ‘energía limpia’, posibilidad de ganar créditos de car-
bono por generación no contaminante y esquemas de apoyo directo a
las energías renovables en varios países, están aumentando la
viabilidad de tales proyectos.
4. Los comienzos
la radiación solar para la generación de vapor. Se basó en la tecnolo-
gía del CCP solar. En 1912 Shuman usó esta tecnología para
construir una central de colectores cilíndrico parabólicos de 45kW de
seguimiento del sol en Meadi, Egipto.
Un avance importante llegó a principios de los años 80 cuando la
compañía americo-israeli Luz International comercializó la
tecnología construyendo una serie de nueve centrales de gene-
ración eléctrica solar en el desierto californiano de Mojave. Las cen-
trales SEGS varían de 14 a 80 MWe de capacidad y acumulan una
capacidad de 354 MW para la red de suministro del Sur de
California.
Page 11
1. Tecnología: perspectiva general.
y convirtiéndola en vapor o gas a alta temperatura
para hacer funcionar una turbina o un motor. Se re-
quieren 4 elementos principales: un concentrador,
un receptor, algun medio de transporte o almacena-
miento del calor, y conversión eléctrica. Son posi-
bles muchos tipos distintos de sistemas, incluso
combinaciones con otras tecnologías renovables y
no renovables, pero las tres tecnologías solares
térmicas más prometedoras son:
ELECTRICIDAD SOLAR
TERMICA: TECNOLOGIA,
COSTES Y BENEFICIOS
CENTRALES TERMOSOLARES 9
Vista aérea de cinco centrales de 30MW SEGS en
Kramer Junction, California
Las centrales eléctricas termosolares producen
electricidad casi de la misma forma que las centra-
les convencionales. La diferencia es que obtienen
su energía primaria concentrando radiación solar
Page 12
Figura 1: Concentrador cilindroparabólico (CCP)
Se usan reflectores de espejo en forma de canal para concentrar
Figura 2: Central de torre
Se usa un conjunto circular de helióstatos (grandes espejos de tracción in-
dividual para concentrar la luz solar en un receptor central montado en
la turbina. Los medios de transferencia de calor usados hasta ahora
incluyen agua/vapor, sales fundidas, sodio líquido y aire.
SI se presuriza un gas o incluso aire en el receptor, puede usarse
alternativamente para hacer funcionar una turbina de gas
(en lugar de producir vapor para una turbina de vapor).
Figura 3: Disco parabólico
Se usa un reflector parabólico de forma de disco para concentrar
la luz solar en un receptor situado en el punto focal del disco.
Este absorbe la energía reflejada por los concentradores, haciendo
que el fluido del receptor se caliente a unos 750°C. Este se usa
entonces para generar electricidad en un pequeño motor, p.e. un
motor Stirling o una micro turbina, unida al receptor.
Cada tecnología tiene sus propias características, ventajas y
desventajas, algunas de las cuales se muestran en la Tabla 2.
CENTRALES TERMOSOLARES 10
Reflector
Tubería del campo solar
Tubo de absorción
Helióstatos
Receptor central
Receptor/Motor
Reflector
lo alto de una torre. Un medio de transferencia de calor en este receptor
central absorbe la radiación altamente concentrada reflejada por los
heliostatos y la convierte en energía térmica para ser usada en la genera-
ción subsiguiente de vapor sobrecalentado para el funcionamiento de
la luz solar en los tubos del receptor térmicamente eficiente situados
en la línea focal del canal. En estos tubos circula un fluido de transfe-
rencia del calor, como un aceite térmico sintético. Calentado a unos
400°C por los rayos solares concentrados, se bombea este aceite en
una serie de intercambiadores de calor para producir vapor sobreca-
lentado. Este vapor se convierte en energía eléctrica en un generador
de turbina de gas convencional, que puede ser parte de un ciclo de
vapor convencional o integrado en una turbina de ciclo combinado de
vapor y gas.
Page 13
Desarrollos tecnológicos
Pero aunque hayan tenido éxito, para nada suponen el final de la
curva de aprendizaje. Un diseño estructural avanzado aumentará
la precisión óptica reduciendo al mismo tiempo peso y costes. Si
se aumenta la longitud de la unidad de colectores, se podrán
reducir más las pérdidas de los extremos y ahorrar en los sistemas
de funcionamiento y conexión a las tuberías. La nueva generación
de tubos receptores también reducirá más las pérdidas térmicas
a la vez que aumenta la fiabilidad. Las mejoras en el medio de
transferencia de calor aumentarán temperatura de operación y
rendimiento. El almacenamiento térmico masivo a bajo coste au-
mentará las horas de operación anuales reduciendo los costes de
generación. Sin embargo, aún más importante para otras reduccio-
nes de costes, es la producción en masa automatizada para au-
mentar constatemente el desarrollo del mercado. Actualmente
se están desarrollando nuevos diseños estructurales de colec-
tores en Europa y EEUU, mientras que se trabaja en mejorar
los tubos del receptor en Israel, Alemania y EE.UU.
SOLAR TERMICA CENTRALES ELECTRICAS 11
Tabla 2: Comparación de tecnologías de electricidad solar térmica
Aplicaciones
Ventajas
Desventajas
Concentrador (CCP)
Centrales conectadas a la red,
calor de proceso
(unidad mayor construida hasta
la fecha: 80 MWe)
• Rendimiento anual comercial-
mente probado del 14% de la pro-
ducción solar eléctrica a la red
• Costes de inversión y operación
comercialmente probados
• Modularidad
• Mejor empleo del terreno
• Demanda de material más baja
• Concepto híbrido probado
• Capacidad de almacenamiento
• Mucho terreno y agua
Central de torre
Centrales conectadas a la red, ca-
lor de proceso a alta temperatura
(unidad mayor construida hasta
la fecha: 10 MWe)
• Buenas perspectivas a medio
plazo de altas eficiencias de
conversión con colección solar
operando a temperaturas de
hasta 1000°C potenciales
(565°C probados a 10MW)
• Valores de rendimiento anual
proyectados, costes de inver-
sión y operación todavía no
vistos en operación comercial
Disco Parabólico
Aplicaciones independientes o pe-
queños sist. eléctricos aislados
(unidad mayor construida hasta
la fecha: 25 kWe)
• Eficiencia de conversión muy alta
– máxima de solar a eléctrica
de aproximadamente un 30%
• Modularidad
• Operación híbrida posible
• Experiencia operacional de los
primeros prototipos
• Fiabilidad tiene que mejorar
• Todavía por conseguir los
costes proyectados de
producción en masa
• Comercialmente disponible–más
de 10.000 millones de kWh de
experiencia operacional; operan a
una temperatura potencial de
hasta 500°C (400°C
comercialmente probados)
• Almacenamiento a altas T (ºC)
Operación híbrida posible
• El uso de aceites como medios de
transferencia de calor restringe las
temperaturas de operación a
400°C, lo que origina calidades de
vapor moderadas
2. Sistemas concentradores cilíndroparabólicos
Lo que promete ser la próxima generación en tecnología de co-
lector cilindroparabólico se ha desarrollado por un consorcio
europeo en la Plataforma Solar de Almería (España) desde
1998. Conocido como Eurocolector (EuroTrough en inglés),
pretende mejorar el rendimiento y abaratar costes usando los
mismos componentes principales – espejos parabólicos y tubos
de absorción – que en centrales comercialmente maduras de
California, pero aumentando significativamente la precisión
óptica mediante un diseño completamente nuevo de la
estructura del canal. Con fondos de la Unión Europea, se
pusieron en servicio con éxito en el 2000 y 2002 dos prototipos
de Eurocolector de 100m y 150m respectivamente en el Centro
de Investigación de la Plataforma Solar.
Los concentradores cilindroparabólicos (CCP) son la tecnología solar
termoeléctrica más madura, con 354 MW conectados a la red del
sur de California desde los años 80 y más de 2 millones de metros
cuadrados de CCP operando con una disponibilidad a largo plazo
superior al 99%. Suministrando 800 millones de kWh anuales a un
coste de generación de unos 10-12 centavos de $ /kWh, estas
centrales han mostrado un máximo de eficiencia estival del 21% en
términos de conversión de la radiación solar directa en electricidad
en la red (ver cuadro "Centrales eléctricas SEGS de California” en la
página 14).
Page 14
Figura 5: Patrón estival de producción diaria en la central SEGS VI en Kramer Junction, California
CENTRALES TERMOSOLARES 12
0
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
1,600,000
1,400,000
1,200,000
1,000,000
800,000
600,000
400,000
200,000
0
Año
Producción eléctrica [GWh]
Ingresos por electricidad [Millones $ EEUU]
0
200
400
600
800
1,000
05.00
07.00
09.00
11.00
13.00
15.00
17.00
19.00
21.00
0
20
40
60
80
100
Radiación solar directa
[W/m]
Eficiencia [%]
Elemento colector
de calor
Radiación normal
directa
Motor empuje
Recorrido solar de este a oeste
Producción eléctrica
anual [GWh]
Figura 4: Generación eléctrica en centrales de concentradores cilíndroparabólicos de California, 1985 - 2001
Producción eléctrica
acumulada [GWh]
Ventas acumuladas [M$]
Radiación solar directa )
Eficiencia del campo solar
Eficiencia solar a eléctrica
Figura6:
Principiosdeoperaciónytrayectoriadiaria
de
un
concentrador
cilíndroparabólico
Espejo cilindroparabólico
Page 15
2
La eficiencia final dependerá de la operación de la turbina y otros
factores. Se planea que los estanques tengan a escala real 110 me-
tros de diámetro y contengan 340 módulos individuales. Tendrían
una producción máxima estimada de 1,5 MW, y unos costes de
capital estimados en 1 millón de $ australianos /MW.
CENTRALES TERMOSOLARES 13
Figura 7: Vista lateral de una unidad colectora ET150 del EuroColector (150m de largo)
12m Elemento colector
solar (SCE)
Pilón regular
Paneles
Pilón de empuje central
Tubos de absorción (HCE)
Concentradores solares según el Principio de Fresnel
Una serie de reflectores lineales de Fresnel (LFR) es un sistema de foco en línea similar a los concentradores (CCP) en los que la
radiación solar se concentra en un captador lineal invertido elevado mediante una serie de reflectores casi planos. Con las ventajas
de bajos costes estructurales de apoyo, juntas de fluido fijas, receptor separado del sistema reflector, y largas longitudes de foco
que permiten el uso de cristal convencional, los colectores LFR han atraido una creciente atención. Se ve la tecnología como una
alternativa de coste inferior a la tecnología CCP para la producción de vapor solar para la generación eléctrica.
En 1999 la compañía belga Solarmundo construyó el mayor prototipo de colector Fresnel, con un colector de 24 m de ancho, y un
área de reflector de 2500 m
2
. El siguiente paso debería ser una central piloto para demostrar la tecnología en un sistema a gran
2
Ya está totalmente operacional comercialmente, como parte del
proyecto PARASOL, un bucle de 4.360 m2 de colectores avanza-
dos EuroColector con unidades de tanto 100 como 150 m en la cen-
tral SEGS V en Kramer Junction, California, desde abril de 2003.
Desarrollada por Solar Millenium AG de Alemania, ha recibido apoyo
financiero del Ministerio alemán de Medio Ambiente. En los EE.UU.
y en Bélgica se están desarrollando también nuevos diseños de
concentradores parabólicos.
Otra tecnología potencial en investigación es el concepto de un
foco lineal parabólico con espejos segmentados, usando el prin-
cipio de Fresnel (veáse el cuadro). Aunque reducirá la eficiencia,
los investigadores esperan un considerable potencial de reduc-
ción de costes ya que la disposición más cercana de los espejos
reduce el terreno necesario y proporciona debajo un espacio útil
parcialmente sombreado.
En Australia se está desarrollando una alternativa a los rastreadores
mecánicos conocida como concentrador solar flotante Yeoman. Están
diseñados como una solución de tecnología inferior y bajo coste y
usan módulos de flotación de cemento de 5 m y espejos de tiras de
cristal bajo en hierro en la superfie superior de una estructura
parabólica de Fresnel. Para protección de impactos, un simple bomba
de riego de alto flujo puede inundar la parte alta de los módulos en
minutos, sumergiéndolos en medio metro de agua. Se puede producir
vapor a alta temperatura y presión con un 60% de eficiencia.
escala bajo condiciones de operación comerciales. Lo más conveniente y rentable sería una solución ya preparada de un colector
Fresnel conectado a una central eléctrica existente. La compañía australiana Solar Heat and Power planeaba para finales del 2003
una serie piloto de 24.000 m de reflectores compactos de Fresnel (CLFR) unida a una central de carbón.
reflectores
cilindroparabólicos
Mientras que las centrales comerciales de California usan aceite
sintético como fluido de transferencia de calor por su baja presión
de operación y almacenabilidad, hay en curso I+D en la Platafor-
ma Solar – a través de los proyectos DISS (vapor solar directo) e
INDITEP patrocinados por la Comisión Europea – para conseguir
generación de vapor directa en los tubos de absorción y así elimi-
nar la necesidad de una transferencia de calor intermedia. Esto
aumenta la eficiencia y podría reducir costes hasta un 30%. En la
primera central DISS piloto se ha generado vapor solar directo a
100 bar y 375°C. Tras este éxito, el esfuerzo actual en I+D del
proyecto INDITEP se centra en aumentar la temperatura del vapor
más allá de 400°C. El tema de un medio de almacenamiento viable
de cambio de fase para los sistemas de vapor directo será el eje
futuro de las actividades de investigación y desarrollo (I+D).
Se puede diseñar un LFR para que tenga rendimiento térmico similar por área de abertura al de un cilindro parabólico, pero los di-
seños recientes tienden a usar materiales de reflector menos caros y componentes de captador que reducen el rendimiento
óptico.Sin embargo, este rendimiento inferior se compensa por los menores costes de inversión y operación y mantenimiento. Los
LFRademás permiten el uso de terrreno bajo los campos de espejos con otros fines económicos, como la horticultura.
Page 16
Las centrales eléctricas SEGS de California
Las centrales SEGS de 30 MWe SEGS Kramer Junction, con insolación anual superior a 2.700 kWh/m², producen a 15 centavos
$/kWh en las horas de precio más alto (sobre todo por la carga de refrigeración en punta), incluído una subvención para generar
hasta el 25% de la producción anual con combustible complementario de gas natural. Los costes equivalentes puramente solares
serían de 20 centavos de $/kWh. Las SEGS de 80 MWe en Harper Lake, con la misma insolación anual, producen a unos 12
centavos $/kWh. Los costes equivalentes puramente solares serían de 16 centavos $ /kWh.
En términos de eficiencia, las centrales SEGS alcanzan eficiencias diarias solar-eléctrica cercanas al 20%, y eficiencias máximas
de hasta el 21.5%. La disponibilidad anual de la central supera el 98%, la del campo colector más del 99%. Las 5 centrales de
Kramer Junction han conseguido una reducción del 30% en los costes de operación y mantenimiento entre 1995 y 2000.
Hasta la fecha y como resultado del marco legal predominante
Proyectos actuales
España
AG completó la compra de terreno y planificación de las dos
primeras centrales AndaSol de 50 MW en Andalucía. Con
5
10.120 m
2
de campo solar y 6 horas de capacidad de
almacenamiento, cada central alimentará con 157 GWh
eficiencia anual del 14,7%. Fichtner Solar GmbH ha preparado
los documentos de especificación EPC del bloque eléctrico.
Egipto
CENTRALES TERMOSOLARES 14
A partir de la introducción de un incentivo solar termoeléctrico de
12 cénts de €/kWh en España en septiembre de 2002, Solar
Millennium
La inversión para construir estas centrales procedió de capital privado y, por la creciente confianza en la madurez de la tecnología,
de inversores institucionales. Aunque originalmente apoyadas por incentivos fiscales y atractivos contratos de compra de electrici-
dad, éstos han desaparecido desde entonces, y una caída en los precios de los combustibles a finales de los 80s llevó a un 40%
de reducción en los ingresos por ventas de electricidad. No obstante, se consiguieron significativas reducciones de costes en la
construcción aumentando tamaño, rendimiento y eficiencia. Las 9 centrales SEGS todavía están en operación comercial rentable.
en California durante la puesta en marcha de las centrales SEGS
ciclo de vapor y un apoyo de capacidad a gas natural para
Sin embargo, a partir de SEGS-II, las centrales SEGS pueden operar
en modo sólo solar. Las centrales de con-centradores parabólicos
(véase el cuadro), todas las centrales comerciales de CCP usan un
suplementar la producción solar en períodos de baja radiación, hasta anuales de electricidad solar la red española y tiene una
pueden tener unidades de hasta 200 MW.
un máximo anual del 25% de la entrada primaria de calor térmico.
Debido a su madurez comercial, la tecnología de CCP es la preferida
gran escala propuestos en Europa y el suroeste de los Estados
por los licitadores e inversores industriales en los proyectos de
Grecia e Italia), mientras que los sistemas de ciclo combinado
Se están planeando los siguientes proyectos de concentradores
los programas de incentivos de electricidad limpia de España,
Unidos (aunque sólo la operación solar pura es elegible bajo
solar integrado son patrocinados por el Fondo para el Medio
cilindroparabólicos a escala de compañía eléctrica:
Ambiente Mundial (FMAM) en la India, México, Marruecos y Egipto.
La compañía alemana Flagsol GmbH ha preparado los
documentos de ingeniería detallada y permisos. El proyecto
AndaSol-1 ha recibido 5 millones de € del apoyo financiero del V
Programa Marco de la UE. Al mismo tiempo, el grupo español
EHN y Duke Solar (ahora Solargenix Energy) están emprendiendo
un proyecto de CCP en la región de Navarra.
La Agencia egipcia de energías nuevas y renovables (NREA) publicó
en marzo de 2000 una invitación de pre-calificación para el concurso
para un sistema de 120-140 MW de ciclo combinado solar integrado
a construir cerca de Kuraymat, 100 km al sur del Cairo, en el que se
deja a los licitadores la elección de tecnología solar. 18 de los 20
consorcios que respondieron ofrecieron tecnología de CCP. En
agosto de 2003 la NREA cambió el estatus a puesta en marcha y
asignó a FichtnerSolar GmbH la preparación del diseño conceptual y
la licitación.
Construidas en 1984-91 con tamaños de 14 MWe a 80 MWe, los 9 sistemas de colectores cilindroparabólicos separados del
desierto Mojave en California (con 354 MWe de capacidad total) se conocen colectivamente como sistemas de generación
eléctrica solar (SEGS). Para la generación eléctrica usan una turbina de vapor altamente eficiente alimentada con vapor del campo
solar, y usan quemadores de gas de respaldo para mantener la temperatura del fluido de transferencia de calor a la horas de
insolación insuficiente. No obstante, las condiciones de compra de electricidad restringen el gas a un máx. anual del 25% del calor
de entrada total. Con más de 2 millones de m² de espejos de cristal, las centrales generan más de 10.000 millones de kWh de
electricidad solar desde 1985.
Las mejoras conseguidas en el rendimiento de las centrales SEGS de Kramer Junction han sido el resultado de adaptaciones
acertadas al diseño de los colectores solares, tubos de absorción e integración del sistema por una serie de compañías. En
Europa y EEUU continúan en marcha trabajos de desarrollo para reducir más los costes en una serie de áreas, incluyendo mejo-
ras en el campo colector, tubos del receptor, espejos y almacenamiento térmico.
Page 17
México
La comisión federal de electricidad de México publicó una petición de
India
Marruecos
Irán
Italia
Estados Unidos
Argelia
Australia
durante 2003.
Tendencias de los costes
CENTRALES TERMOSOLARES 15
Costes solares
“Con la tecnología actual y muy buenos enclaves, un kWh solar puede generarse por unos 15 centavos $/kWh. Este coste
disminuirá con la puesta en marcha de más proyectos. La industria TCS prevé reducir los costes de generación solar eléctrica
un 20% una vez en marcha 400 MWe de nueva capacidad solar. Una vez alcanzados 5.000 MWe de nueva capacidad solar, los
costes de generación eléctrica solar serán plenamente competitivos con los de generación a la red con combustibles fósiles .”
Declaración de Berlín, Junio 2002
Pilkington Solar International GmbH) han preparado
conce
Israel
d
El tamaño del colector debería cambiar a: 220 000 m²
propuestas en marzo 2002 para 198–242 MW de central de gas de
ciclo combinado con un campo solar opcional integrado de colec-
tores cilindroparabólicos de al menos 25 MW de producción eléctrica
en lascondiciones del diseño. Los costes adicionales solares se
cubriráncon una subvención del Fondo de Medio Ambiente Mundial.
La compañía Rajasthan Renewable Energy publicó una petición de
propuestas en junio 2002 para un sistema de ciclo combinado de
140 MW incorporando un campo solar térmico de concentradores
cilindroparabólicos con un área de 220.000 m² para una central
termoeléctrica de 35 a 40 MWe. Los costes solares adicionales se
cubrirán con préstamos blandos del banco alemán KfW
y subvenciones de India, Rajasthan y el FMAM. Fichtner Solar
GmbH ha preparado el estudio previo de viabilidad, el diseño
conceptual así como la petición de propuestas para un contrato
EPC con O&M.
El gobierno de Irán está interesado en la puesta en marcha de un
campo de CCP de 200.000-400.000 m² en una central de ciclo
detallado de viabilidad.
El FMAM ha ofrecido a Marruecos una subvención de 50 millones
de $ para un proyecto ISCC de 230 MW con una capacidad solar
equivalente de 30-50 MW. Fichtner Solar GmbH está preparando
ahora para la compañía nacional eléctrica ONE la petición de
propuestas, dejando la elección de la tecnología a juicio de los
inversores participantes.
combinado de gas de 300 MW en el desierto de Luth en el área de Yazd.
Fichtner Solar GmbH y Flagsol
Pilkington Solar
International GmbH) han preparado conjuntamente un estudio
En 2001, el parlamento italiano asignó 110 millones de € al desa-
rollo TCS y su programa de demostración. Desde entonces, han
comenzado a desarrollarse varias centrales de CCP.
Sierra Pacific Resources anunció enero 2003 que sus dos subsi-
diarias de Nevada habían firmado contratos a largo plazo con
Solargenix Energy (antes Duke Solar Energy) para suministrar50
MW de electricidad generada con energía solar usando con-
centradores cilindroparabólicos en una planta del valle Eldorado,
cerca de Boulder City, Nevada.
Es el país que más recientemente ha anunciado su interés en po-
ner en marcha un sistema de ciclo combinado solar con tecnología
de concentradores cilindroparabólicos.
En Hunter Valley, Nueva Gales del Sur, se usará para precalentar el
vapor un sistema CLFR de 35 MWe en la gran central de carbón de
2.000 MW de Liddell. Más que ser una tecnología de sustitución del
carbón, este sistema incrementa la producción eléctrica de una
entrada de carbón dada. El uso de la infraestructura existente reduce
costes en comparación con una central aislada. Los promotores Solar
Heat and Power esperan iniciar la construcción
Los costes de capital instalados de los sistemas SEGS de
concentradores de ciclo Rankine de California con una operación
eléctrica en punta cayeron de 4.000 $/kWe a menos de 3.000
El Ministerio de Infraestructuras nacional israelí, que es también
responsable del sector eléctrico, decidió en noviembre de 2001
introducir la concentración de energía solar como elemento
estratégico del mercado eléctrico israelí desde 2005, con una
primera central de concentradores cilindroparabólicos de
$/kWe de 1984 a 1991, debido fundamentalmente al aumento en
tamaño de las unidades de 30 a 80 MWe y de la experiencia
adquirida.
El coste de inversión de los campos de concentradores cilindro
parabólicos ha caido a 210 €/m2 para concentradores mejorados
como el diseño del Eurocolector SKALET con grandes campos
solares y a 110-130 €/m2 para gran producción a largo plazo. Se
puede esperar un 15% de reducción en los precios de
EEUU/Europa en los países desarrollados debido a los costes
laborales más bajos.
100MWe. La compañía israelí Solel está preparando actualmente
(antes
la ingeniería del proyecto.
Page 18
De acuerdo con la evaluación del Banco Mundial del mercado de
centrales eléctricas solares térmicas EEUU/Europa ("Cost Reduction
Study for Solar Thermal Power Plants", informe final, mayo 1999)
0,07 - 0,09 $ AUS/kWh como central solar térmica aislada.
Egipto, Marruecos y México sería la clave para que ofertaran
.
3. Sistemas de receptor central/torre solar
Desarrollos tecnológicos
21,5 MWe con un área de espejos helióstatos instalada de unos
160.000 m². Sin embargo, la operación comercial de la torre
solar está aún por demostrar. Tras una escala intermedia de
sistemas de hasta 30 MW, los promotores de torres solares
confían ya que se puedan construir centrales de torre conecta-
das a red con una capacidad de 200 MWe sólo solares. También
se han hecho diseños conceptuales de unidades con más de
100 MWe para centrales ISCC.
Para la operación de la turbina de gas, el aire a calentar debe pasar
primero por un receptor solar presurizado con una ventana solar. Las
centrales de ciclo combinado que utilizan este método requerirán
CENTRALES TERMOSOLARES 16
Ciclo eléctrico Rankine
Rankine
ISCC
Rankine
Rankine
Rankine
Campo solar (.000m²)
193
1210
183
1151
1046
1939
Almacenamiento (h) 0
0
0
0
0
9-12
Capacidad solar (MW)
30
200
30
200
200
200
Capacidad total (MW)
30
200
130
200
200
200
Factor capacidad solar
25%
25%
25%
25%
25%
50%
Eficiencia solar anual
12.5%
13.3%
13.7%
14.0%
16.2%
16.6%
Costes capital ($/kW)
Central EEUU 3500
2400
3100
2100
1800
2500
Internacional
3000
2000
2600
1750
1600
2100
Coste O&M ($/kWh)
0.023
0.011
0.011
0.009
0.007
0.005
LEC solar ($/kWh)
0.166
0.101
0.148
0.080
0.060
0.061
a bajo coste.
La viabilidad técnica de la tecnología de receptor central se
probó por primera vez en los 80 con la operación de 6 centra-
les de investigación de 1 a 5 MWe de capacidad, y una central
de demostración con un receptor agua/vapor, conectado a la
red del sur de California. Su capacidad eléctrica total neta era
Tabla 3: Reducciones de costes en las centrales solares termoeléctricas de concentradores cilíndroparabólicos
Corto plazo
Corto plazo Corto plazo
Medio-plazo Largo-plazo
Largo-plazo
(5 años)
(10 años)
(10 años)
los costes de instalación de las centrales de CCP a corto plazo se
espera que estén en el rango de 3.
5
00-2.440 €/kWe para ciclo
Rankine 30-200 MWe (tipo SEGS) y unos 1.080 €/kWe para
centrales híbridas ISCC de 130 MWe con 30 MWe de capacidad
solar equivalente. Los costes totales proyectados de la electricidad
de la central oscilan entre 10 y 7 cénts €/kWh para centrales tipo
SEGS y menos de 7 cents €/kWh para centrales ISCC.
La caída aún mayor esperada en los costes de instalación de cen-
trales de concentradores parabólicos conectados a la red daría
costes de la electricidad de 6 cénts €/kWh a medio plazo y 5 cénts
€/kWh a largo plazo. El prometedor potencial a largo plazo es que
las centrales de concentradores de ciclo Rankine puedan competir
con centrales de ciclo Rankine convencionales de punta (carbón o
fuel) en buenos emplazamientos solares. La reducción potencial de
coste de la generación directa de vapor con la tecnología de con-
centradores es incluso mayor a largo plazo. En Australia, los costes
totales de electricidad de la central CLFR se han estimado en unos
0,045 $ AUS/kWh cuando se usa junto a una central de carbón, y
La tabla 3 muestra que se pueden conseguir sustanciales reduc-
ciones de costes en los próximos 5-10 años, especialmente en las
centrales con los mayores campos solares. Similarmente, el
análisis muestra que la construcción de los proyectos se puede
abaratar en los países en desarrollo. En un estudio previo de
viabilidad de una central en Brasil, p.e., se estimó que el coste de
construcción de una central de ciclo Rankine de 100 MW sería
2.660 $/kW, un 19% menor que en EE.UU., ahorrando en mano
de obra, materiales y en cierta medida equipos. Una serie de
compañías interesadas en construir proyectos FMAM han
indicado que usar mano de obra y fabricantes locales en India,
Concentrando luz solar hasta 600 veces, la tecnología de torre
solar tiene la ventaja potencial de suministrar calor solar a alta
temperatura en cantidades a escala comercial desde 500°C
para los ciclos de vapor y más allá de los 1.000°C para las
turbinas de gas y las centrales eléctricas de ciclo combinado.
Una iniciativa de EEUU llamada "Hoja de ruta de la tecnología
de CCP", desarrollada conjuntamente por el sector y el labora-
-torio solar del Ministerio de Energía de EE.UU. identificó una
serie de mejoras potenciales. La iniciativa sugiere que son
posibles para la tecnología de CCP más reducciones de costes y
aumentos de rendimientos de hasta el 50%.
Page 19
un 30% menos de area de colector que los ciclos de vapor equiva-
lentes. En la actualidad se construye un primer prototipo para de-
mostrar este concepto como parte del proyecto europeo SOLGATE,
con 3 unidades receptoras acopladas a una turbina de gas de 2
5
0 kW.
Hoy se considera que los sistemas de almacenamiento más pro-
metedores son la tecnología europea de aire volumétrico y la
tecnología de sal fundida en tubo de EEUU. Esta última ya está
cerca de ser comercialmente rentable, y una UTE de Ghersa
(España) y Bechtel (EE.UU.), con trabajo subcontratado a Boeing
(EE.UU.), espera construir la primera planta comercial de receptor
central con la ayuda de subvenciones de EE.UU. y España. Esta
central propuesta Solar Tres de 15 MWe en Córdoba, España,
utilizará un sistema de almacenamiento de sal fundida de 16
horas para operar las 24 horas del día.
CENTRALES TERMOSOLARES 17
Campo solar
Supercalentador
solar
Recalentador
solar
Caldera
(opcional)
Fuel
Generador
solar
Precalentador
solar
Contenedor
de expansión
Deareador
Precalentador
Baja presión
Condensador
Turbina de vapor
Como ya se ha explicado, el sistema de almacenamiento de sal
fundida permite que se recoja energía solar durante el día y se
distribuya como energía eléctrica de alto valor por la noche o
cuando lo requiera la compañía eléctrica. En las zonas del cinturón
solar de EE.UU., una central puede por tanto cubrir la demanda de
la totalidad de los períodos punta del verano (tarde,debido al aire
acondicionado, y noche). En los países en desarrollo, esta
capacidad de almacenamiento podría ser incluso más importante,
con horas punta exclusivamente por la noche.
Figura 8: Central eléctrica de CCP con tanque de almacenamiento térmico calor-frío y generador de vapor de fuel
Se han investigado varios medios de transferencia de calor del recep-
tor central, como agua/vapor, sodio líquido, sal fundida y aire ambien-
te. La planta piloto Solar One de 10 MWe operada en California
de 1982 a 1988 usaba vapor como medio de transferencia de
calor. Reconstruida como central solar de 10 MWe operó con
éxito de 1997 a 1999 con un sistema de receptor con sal fundida
en el tubo y dos tanques de almacenamiento de sal fundida,
acumulando varios miles de horas de experiencia de operación y
suministrando electricidad a la red de forma continuada.
El sistema europeo implica irradiar finas estructuras de malla de
cable o espuma cerámica, transfiriendo la energía por convec-
ción a una temperatura de 700-1.200°C. Las pruebas realizadas
por el proyecto conjunto hispanoalemán Phoebus entre 1993 y
1995 con una central piloto alemana de 2.5 MWth demostró la
viabilidad del concepto del sistema receptor de aire con un
sistema de almacenamiento de energía cerámico. Las
compañías española y alemana están ahora implicadas en la
comercialización de esta tecnología mediante el proyecto Planta
Solar (PS10) de 10 MWe cerca de Sevilla.
Como con los concentradores parabólicos, se están intentando
desarrollar centrales de receptor central comerciales utilizando
sistemas híbridos solar/combustible fósil, especialmente en modo
ISCC. Un concepto que implica un reflector secundario en lo alto de
la torre, que dirige la energía solar a nivel de terreno para ser
colectado en un receptor aire a alta temperatura para uso en una
turbina de gas. Acoplar la producción del sistema solar de alta
temperatura a una turbina de gas permitiría una
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mayor eficiencia que las aplicaciones a turbina de vapor de hoy,
tiempos más cortos de puesta en marcha, menores costes de ins-
talación y operación, y quizás un sistema menor, más modular.
Como los helióstatos suponen la mayor inversión individual de
capital en una central de receptor central, continúan los trabajos
para mejorar el diseño con mejores propiedades ópticas, estruc-
tura más ligera y mejor control. Las actividades incluyen el heliós-
tato de 150 m
2
desarrollado por Advanced Thermal Systems
(EE.UU.); el de 170 m
2
desarrollado por Science Applications
2
2
de escala en la fabricación.
Proyectos actuales
España
Sudáfrica
La compañía nacional de electricidad sudafricana ESKOM
ha tomado la decisión estratégica de evaluar la viabilidad de
la tecnología de torre solar de sal fundida dentro de su pro-
grama de electricidad renovable a gran escala, considerando
una posible central de demostración de 100 MW.
CENTRALES TERMOSOLARES 18
Las dos primeras torres solares comerciales en el rango 10-15 MW
se está planificando dentro del marco legal español para TCS. El
grupo español Abengoa promueve una torre solar de 10 MW con
tecnología de receptor de aire conocida como PS-10. Con un
campo de helóstatos de 90.000 m², la central PS-10 suministrará
19,2 GWh anuales de electricidad solar a la red y alcanzará una
eficiencia anual neta de 10,
5
%. Pese a las altas temperaturas del
receptor, el punto débil del sistema es el pequeño tamaño de su
turbina. El grupo español Ghersa, junto a sus socios de
EE.UU.Boeing y Bechtel, planea un sistema de 15 MW de sal
fundida con 16 horas de almacenamiento basado en el modelo
californiano Solar Two. Con su campo de helióstatos de 240.000 m²
la central Solar Tres suministrará a la red española unos 80 GWh
de electridad. Los proyectos PS-10 y Solar Tres han recibido cada
uno una subvención de 5 millones de € de apoyo financiero del V
Programa Marco de I+D de la Unión Europea.
International Corporation (EE.UU.); el de membrana de 150 m
ASM-150 de Steinmüller (Alemania), y el de 100 m GM-100
cristal/metal de España. También hay iniciativas para desarrollar
técnicas de fabricación de bajo coste para series pre-comerciales
de bajo volumen, mientras que los precios de fabricación en
un país en desarrollo podrían ser un 15% menor que los niveles
de EE.UU./Europa. Como con muchos componentes solares
térmicos, el precio caería significativamente con economías
Aunque se piensa que las centrales de receptor central están
más lejos de la comercialización que los sistemas de CCP, las
torres solares tienen buenas perspectivas a largo plazo por sus
altas eficiencias de conversión. Mientras tanto, se necesitan
proyectos de demostración de mayor escala.
Page 21
Tendencia de costes
Los costes de capital de instalación para centrales piloto de recep-
tor central son todavía muy altos, y no hay aún disponibles costes
de generación eléctrica para centrales a escala comercial. Sin em-
bargo, estas centrales tienen un uso potencialmente importante
ligadas a sistemas de almacenamiento de energía de alta tempe-
ratura. Esto aumentaría el rendimiento y el factor de capacidad,
aunque no necesariamente reduciría los costes de producción.
Los promotores de próximos proyectos de torre en España, como la
central PS-10 de 10 MW con 3 horas de almacenamiento, han indi-
cado que sus costes de instalación serán unos 2.
7
00 €/kWe, con
turbinas de ciclo Rankine y un pequeño sistema de almacenamiento
de energía, y costes de electricidad totales previstos entre 14 y 20
cénts €/kWh. El coste total de capital para la central de 15 MW Solar
Tres, con 16 horas de almacenamiento, es estimado en 84 millones
de euros, con costes de operación anuales de unos 2 millones €.
Los costes previstos de instalación de un campo de helióstatos
varían de 180 a 2
5
0 €/m² para pruebas de pequeña producción en
EE.UU. y de 140 a 220 €/m² en Europa. En los países en desarrollo
se puede proyectar un 15% de descuento en el nivel de precio
EE.UU./Europa por los menores costes de mano de obra. A largo
plazo se espera que el coste de los campos de helióstatos baje a
menos de 100 €/m² para volúmenes importantes de producción.
En el futuro, los proyectos de centrales de receptor central se
beneficiarán de similares reducciones de costes que los esperados
en las centrales de concentradores. La evolución esperada de los
costes totales de la electricidad, de acuerdo con el Banco Mundial,
es una bajada a 8-7 cénts €/kWh a medio plazo (central de ciclo
Rankine o ISCC de 100 MWe, ambas con almacenamiento) y 5
cénts €/kWh a largo plazo (central de ciclo Rankine de 200 MWe
con almacenamiento) para enclaves de alta insolación con un
nivel de insolación directa anual de más de 2.
7
00 kWh/m².
4. Motores de discos parabólicos
Estado tecnológico
Los concentradores de disco parabólico son unidades comparati-
vamente pequeñas con un motogenerador en el punto focal del
reflector. Los tamaños típicos oscilan de 5 a 15 metros de diámetro
y 5 - 50kW de producción eléctrica. Como todos los sistemas de con-
centradores, pueden ser alimentados adicionalmente por gas natural
o biogas, proporcionando una capacidad firme en todo momento.
CENTRALES TERMOSOLARES 19
Por su óptica parabólica ideal de enfoque en un punto y su control de
trayectoria de doble eje, los concentradores de disco consiguen
máxima concentración de flujo solar y por tanto el mejor rendimiento
de todos los tipos de concentradores. Por razones económicas, la
capacidad unitaria de los discos está actualmente restringida a unos 25
kWe, pero se pueden usar disposiciones con discos múltiples para
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El nuevo desarrollo EuroDisco, apoyado por la Unión Europea,
avanzará más en esta tecnología. Al mismo tiempo, dos equipos
industriales que trabajan en EE.UU. - Stirling Energy Systems/
Boeing Company y Science Applications International Corporation/
STM Corp - han instalado varios prototipos disco/Stirling de
segunda generación de 2
5