El costo de la energía CSP cayó un 47% entre 2010 y 2019

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Fuente: REVE

El promedio ponderado de LCOE de las centrales de energía termosolar concentrada cayó un 47% entre 2010 y 2019, de USD 0,346/kWh a USD 0,182/kWh.

El promedio global ponderado de los costes totales instalados de las centrales de Concentración de Energía Termosolar comisionadas en 2019 fue de USD 7,774/kW, una décima parte más alta que en 2018, pero un 36% más baja que en 2010.
Los datos de IRENA muestran que durante 2018 y 2019, los costes totales instalados oscilaron entre USD 3.183 y USD 8.645/kW para proyectos de energía termosolar concentrada con capacidades de almacenamiento de 4 a 8 horas.

Los proyectos con ocho horas o más de capacidad de almacenamiento solar térmico evidenciaron un rango más estrecho, de entre USD 4.077/kW y USD 5.874/kW. El factor de capacidad de las centrales termosolares aumentó del 30% en 2010 al 45% en 2019, a medida que la tecnología mejoró, el despliegue se produjo en áreas con mejores recursos solares (DNI) y aumentó el número promedio de horas de almacenamiento.

Los datos de la base de datos IRENA muestran un precio promedio ponderado de la electricidad de USD 0,075/kWh para proyectos CSP que se pondrán en marcha en 2021. Esto representa una reducción del 59% en comparación con el promedio ponderado LCOE en 2019.

Los sistemas de concentración de energía termosolar (CSP) funcionan concentrando los rayos del sol usando espejos para crear calor. En la mayoría de los sistemas actuales, el calor creado a partir de la energía del sol se transfiere a un fluido de transferencia de calor. Luego se genera electricidad en un ciclo de vapor, utilizando el fluido de transferencia de calor para crear vapor y generar electricidad como en las centrales térmicas convencionales.

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Las centrales de energía termosolar concentrada de hoy en día también incluyen sistemas de almacenamiento térmico de bajo coste para desacoplar la generación del sol. Con mayor frecuencia, se utiliza un sistema de almacenamiento de sales fundidas de dos tanques, pero los diseños varían.
Con referencia al mecanismo por el cual los colectores solares concentran la irradiación solar, es posible clasificar los sistemas CSP en «concentración de línea» y «concentración focal». Esto se refiere a la disposición de los espejos de concentración.
Los sistemas de concentración lineal más ampliamente implementados son los de canal parabólico (PTC).

Estos sistemas están formados por espejos en forma de canal parabólico, que están conectados entre sí en «bucles». Los espejos cilindroparabólicos también se conocen como colectores y concentran la radiación solar a lo largo de un tubo receptor de calor (absorbente).
Este es un componente térmicamente eficiente colocado en la línea focal del colector. Los sistemas de seguimiento de un solo eje se usan tradicionalmente para aumentar la absorción de energía durante el día y asegurar que se alcance la temperatura más alta posible para el fluido de transferencia de calor (a menudo aceite térmico) dada la intensidad de la irradiación solar y las características técnicas de los concentradores y la transferencia de calor al líquido. Estos transfieren el calor a través de un sistema de intercambio de calor para producir vapor sobrecalentado, que impulsa un turbina para generar electricidad.

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Otro tipo de central de energía termosolar concentrada de enfoque lineal, aunque mucho menos implementada, utiliza colectores Fresnel. Este tipo de termosolar se basa en una serie de espejos casi planos que concentran los rayos del sol en receptores lineales elevados sobre la matriz de espejos.
A diferencia de los sistemas de canal parabólico, en los sistemas de colector Fresnel, los receptores no están conectados a los colectores, sino que se encuentran en una posición fija a varios metros por encima de los sistemas de Fresnel del campo espejo primario.

Las torres solares (ST), a veces también conocidas como torres de energía, son el punto focal más ampliamente desplegado de la tecnología termosolar. En estos sistemas, los espejos se denominan helióstatos (una matriz de espejos basada en tierra).
El campo de helióstatos está dispuesto en un patrón circular o semicircular alrededor de un gran receptor central o torre. Cada helióstato está programado individualmente para seguir al sol, orientando constantemente en dos ejes para concentrar la irradiación solar en el receptor ubicado en la parte superior de una torre. El receptor central absorbe el calor a través de un medio de transferencia de calor, que lo convierte en electricidad, generalmente a través de un
ciclo termodinámico agua-vapor.

Las torres solares pueden alcanzar los factores de concentración solar más altos (más de 1.000 soles) y, por lo tanto, las temperaturas de funcionamiento más altas. Esto les brinda una ventaja en términos de mayor eficiencia de generación de ciclo de vapor y en la reducción del coste del almacenamiento de energía térmica, la reducción de los costes de generación y el resultado de factores de mayor capacidad.
La capacidad instalada acumulada de CSP se multiplicó por cinco, a nivel mundial, entre 2010 y 2019, para alcanzar 6,3 GW. Sin embargo, en comparación con otras tecnologías de energías renovables como la eólica y la fotovoltaica, la termosolar todavía puede considerarse en su infancia, en términos de despliegue. Después de una actividad muy modesta en 2016 y 2017, con adiciones anuales que rondan los 100 MW por año, el mercado global de termosolar creció en 2018 y 2019. En esos años, un número creciente de proyectos se puso en línea en China, Marruecos y Sudáfrica.

Sin embargo, las nuevas adiciones de capacidad en general se mantuvieron relativamente bajas, a 660 MW por año en promedio, durante ese período.
El sector es optimista. Los planes de China de ampliar la tecnología a nivel nacional proporcionarían un impulso a la industria y llevarían la implementación a nuevos niveles. La política de China para apoyar la construcción de 20 centrales a escala comercial para ampliar una variedad de soluciones tecnológicas, desarrollar cadenas de suministro y ganar experiencia operativa incluyó un ambicioso cronograma para su finalización. Varios promotores pudieron cumplir con las fechas de puesta en servicio requeridas, pero muchos tuvieron dificultades por una variedad de razones, desde problemas de adquisición de tierras hasta retrasos en los contratistas de EPC. A pesar de estos retrasos, otros tres proyectos es probable que se comisionen en 2020. La experiencia de la industria obtenida de estos primeros proyectos probablemente sea beneficiosa para los planes de despliegue futuros y para el mayor desarrollo de las cadenas de suministro. Si este es el caso, la industria global puede beneficiarse de esto, ya que los proveedores chinos y los contratistas de EPC ejercerán una creciente presión a la baja sobre las estructuras de costes en proyectos en todo el mundo.

En los primeros años del desarrollo de la termosolar, agregar almacenamiento de energía térmica a menudo no era rentable y su uso era limitado. Desde 2015, casi ningún proyecto se ha construido o planeado sin almacenamiento de energía térmica, ya que agregar almacenamiento de energía térmica es ahora una forma rentable de aumentar los factores de capacidad y contribuye a un LCOE más bajo y una mayor flexibilidad en el envío de electricidad durante el día. La capacidad de almacenamiento térmico promedio para las centrales aumentó de 3,3 horas entre 2010 y 2014 a 5,7 horas entre 2015 y 2019 (un aumento de casi 75%). Para los proyectos de torre, ese valor aumenta de 5 horas en el período 2010-2014 a 7,7 horas en el período 2015-2019 (un aumento del 54%).
Los costes totales instalados para las centrales de termosolar han disminuido entre 2010 y 2019. Esto ha sido así incluso cuando los proyectos desarrollados han aumentado el tamaño de sus sistemas de almacenamiento de energía térmica. Durante 2018 y 2019, los costes de instalación de la termosolar con almacenamiento fueron iguales o menores, a veces dramáticamente, que los costes de capital de las centrales sin almacenamiento comisionadas en el período 2010-2014. Los proyectos encargados en 2018 y 2019 contenidos en la Base de datos de costes renovables de IRENA tuvieron un promedio de 7,2 horas de almacenamiento.
Esto es 2,2 veces mayor que el valor promedio para proyectos encargados entre 2010 y 2014,
y se espera que continúe creciendo. El nivel de almacenamiento promedio para proyectos de la base de datos SolarPACES son 11,7 horas (63% más altas que las de 2018-2019) para los proyectos que se espera estén operativos en 2020 y 2021.
Los costes de capital de la termosolar para proyectos para los cuales los datos de costes están disponibles en IRENA Renewable Cost y que se pusieron en servicio en 2019 osciló entre USD 3.704/kW y USD 8.645/kW, un 16% y 19% respectivamente más que en 2018. Los datos para 2019 incluyen dos proyectos israelíes que se retrasaron mucho (un proyecto de torre y otro de canal parábolico). Uno de estos proyectos se anunció por primera vez en 2008, y la oferta ganadora tuvo éxito en 2012. Estos proyectos continuaron entre 2014 y 2017, utilizando la tecnología y las estructuras de costes de capital de la época.

Excluir estos proyectos da como resultado costes de instalación promedio ponderados de capacidad de USD 5.774/kW en 2019, un valor 10% mayor que en 2018, pero 36% menor que en 2010.
Sin embargo, la variabilidad interanual en los costes de capital promedio sigue siendo alta, dado el pequeño número de proyectos comisionados en cada año. Durante 2018 y 2019, la base de datos de costes renovables de IRENA muestra un rango de costes de capital de entre USD 3.183/kW y USD 8.645/kW para proyectos de termosolar con capacidades de almacenamiento de entre 4 y 8 horas. En el mismo período, el rango de costes de los proyectos con 8 horas o más de capacidad de almacenamiento térmico fue más estrecho, entre USD 4.077/kW y USD 5.874/kW, y tuvo un valor máximo más bajo debido al hecho de que estos proyectos estaban en China.

FACTORES DE CAPACIDAD

La calidad del recurso solar es el factor determinante, junto con la configuración de la tecnología, del factor de capacidad alcanzable para una ubicación y tecnología dada. Agregar capacidad de almacenamiento puede aumentar el factor de capacidad, hasta cierto nivel, dado que hay rendimientos marginales decrecientes.
Sin embargo, esta es una optimización de diseño compleja impulsada por el deseo de minimizar el LCOE.
El LCOE se está optimizando, dado el recurso solar del sitio, a través de la capacidad de almacenamiento y el tamaño del campo solar necesario para minimizar el LCOE y garantizar la utilización óptima del calor generado.
Este es un equilibrio delicado, ya que los tamaños de campo solar más pequeños que óptimos resultan en una subutilización del sistema de almacenamiento de energía térmica y el bloque de potencia seleccionado. Un tamaño de campo solar mayor que el óptimo
agregaría costes de capital adicionales, pero con la posible generación de calor que se reduce a veces
debido a la falta de almacenamiento y capacidad de generación.
El hecho de que los costes de almacenamiento de energía térmica hayan disminuido y las temperaturas de operación hayan aumentado, ha reducido el coste de almacenamiento y ha aumentado el nivel óptimo de almacenamiento para minimizar el LCOE en una ubicación determinada. Este ha sido un contribuyente importante para desbloquear valores de factor de capacidad incrementados para centrales CSP, en los últimos años. Los valores del factor de capacidad para proyectos en la Base de datos de costes de renovables de IRENA durante 2018 y 2019 oscilaron entre el 19% y el 57%.
El mercado termosolar ha experimentado un cambio de áreas con menores recursos solares en sus primeros años, hacia el desarrollo de proyectos en áreas con mayor irradiación, un nivel típicamente referenciado por
la irradiancia normal directa (DNI).
Los proyectos con niveles de DNI más altos que las primeras instalaciones desarrolladas en España se han puesto en línea en una amplia gama de ubicaciones de altos recursos, como Marruecos, Chile y Sudáfrica. Además de la tendencia de mayor capacidad de almacenamiento, que en ocasiones ha compensado la menor disponibilidad de DNI (como en el caso de China). El cambio hacia ubicaciones de alto DNI ha sido un importante impulsor del aumento de los factores de capacidad de CSP.
Las altas temperaturas del fluido de transferencia de calor (HTF) también pueden contribuir a reducir los costes de almacenamiento. Para un nivel de DNI determinado y condiciones de configuración de central fija, las temperaturas HTF más altas permiten un mayor diferencial de temperatura entre los tanques de almacenamiento ‘caliente’ y ‘frío’, lo que significa que se puede extraer una mayor energía (y, por lo tanto, la duración del almacenamiento) para un tamaño de almacenamiento físico dado , o se necesita menos volumen de medio de almacenamiento para lograr un número determinado de horas de almacenamiento.

COSTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Los costes totales de operación y mantenimiento que incluyen seguros y otros costes de gestión de activos para las termosolares son considerables en comparación con la energía solar fotovoltaica y la energía eólica terrestre.
El rango típico de costes de operación y mantenimiento para las centrales de termosolar en operación hoy, con algunas excepciones, está en el rango de USD 0,02/kWh a USD 0,04/kWh. Es probable que esta sea una buena aproximación para el rango de O&M en los mercados relevantes, a nivel mundial en la actualidad, incluso si se basa en un análisis que se basa en una combinación de estimaciones de ingeniería ascendentes y los mejores datos de proyectos disponibles.

Sin embargo, el análisis de IRENA para una variedad de mercados sugiere que para los proyectos que lograron un cierre financiero en 2019, son posibles costes de O&M más competitivos en algunos mercados.
Aunque los costes de O&M en términos absolutos son altos en comparación con la energía solar fotovoltaica y muchos parques eólicos en tierra por kWh, los LCOE más altos de las centrales termosolares en la actualidad significan que la participación general de O&M no es tan alta como podría esperarse. El análisis realizado por IRENA en colaboración con DLR, encontró que en 2019, los costes de operación y mantenimiento promediaron alrededor del 18% del LCOE para proyectos en países del G20.
Históricamente, los mayores costes individuales de operación y mantenimiento para las termosolares fueron los gastos para el receptor y reemplazos de espejos. A medida que el mercado ha evolucionado, los nuevos diseños y la tecnología mejorada han ayudado a reducir las tasas de falla de los receptores y la rotura del espejo, reduciendo estos costes. Los costes de seguro también siguen siendo un contribuyente importante a los costes de operación y mantenimiento.

Aunque depende en parte de cuán segura pueda ser la ubicación del proyecto, estos generalmente oscilan entre 0,5% y 1% del desembolso de capital inicial (una cifra que es menor que el coste total instalado).
Sin embargo, los costos de operación y mantenimiento varían de un lugar a otro, dadas las diferencias en irradiación, diseño de la central, tecnología, costes laborales y precios de componentes individuales del mercado, vinculados a las diferencias de costes locales.
El análisis para los países del G20 proporciona estimaciones para una gama más amplia de mercados que los datos reportados históricamente. Esto tiene la ventaja de indicar posibilidades en la implementación de CSP en mercados previamente no desarrollados.

Los resultados indican que en los mercados presentados, es probable que el rango general de los costes de O&M incluidos en el seguro esté dentro del rango de USD 0,011/kWh a USD 0,032/kWh.
Sin embargo, la mayoría de los mercados evaluados en el análisis parecen ser capaces de lograr costes más cercanos al límite inferior de ese rango, en señal de una mejor competitividad en los costes de funcionamiento totales.

COSTE NIVELADO DE ELECTRICIDAD

Los costes totales de instalación más bajos y los factores de mayor capacidad están impulsando la disminución en el coste de la electricidad termosolar. El LCOE de la CSP entre 2010 y 2012 se mantuvo relativamente estable, a un promedio global ponderado de entre USD 0,346/kWh y USD 0,353/kWh.

Con el despliegue adicional de aproximadamente 800 MW en España y algunos proyectos en Estados Unidos y otros mercados, en 2012, el LCOE aumentó con respecto al de 2010 y el rango se amplió.
A partir de 2013, sin embargo, una tendencia a la baja en el LCOE de los proyectos se hace claramente visible.
Los datos de la base de datos de costes renovables de IRENA muestran estimaciones de LCOE promedio ponderadas por proyecto durante 2013-2015 aproximadamente un tercio más bajas que las observadas en el período 2010-2012. Después de 2012, el mercado de CSP también pasó de España a mercados con mayores recursos solares.

En lugar de los efectos del aprendizaje tecnológico por sí solos, es más probable, entonces, que estos DNI más altos ofrezcan una explicación más predominante de los LCOE más bajos durante ese segundo período.
Sin embargo, si bien un cambio hacia ubicaciones de proyectos con DNI más altos contribuyó de manera importante al aumento de los factores de capacidad (y, por lo tanto, a los valores de LCOE más bajos) observados después de 2012, la tendencia creciente del factor de capacidad también está relacionada con un movimiento hacia configuraciones de central con capacidades de almacenamiento más altas con la posibilidad de ser despachado más libremente durante el día.
En 2016 y 2017, solo se completaron un puñado de centrales, con alrededor de 100 MW agregados cada año. Los resultados para estos dos años son, por lo tanto, volátiles e impulsados ??por los costes específicos de la central.
El aumento del LCOE en 2016 fue impulsado por los mayores costes de los primeros proyectos en Sudáfrica y Marruecos encargados en ese año. En 2017, el LCOE promedio ponderado global volvió a niveles más consistentes con los experimentados en el período 2013 a 2015. Esto fue impulsado por proyectos CSP sudafricanos más nuevos con costes más bajos que las primeras termosolares, mientras que también se desplegó en China, que tiene estructuras de menor coste.
La clara tendencia a la baja en el coste de la electricidad de CSP se reforzó en 2018 y 2019, a medida que el despliegue del mercado recuperó su nivel de 2014 y las instalaciones anuales nuevamente superaron los 600 MW. Coincidiendo con esta aceptación del mercado, la base de datos de costes renovables de IRENA muestra que, excluyendo los dos proyectos israelíes ya discutidos, el LCOE de los proyectos PTC y ST encargados en 2018 y 2019 osciló entre USD 0,100/kWh y USD 0,243/kWh (consistentemente por debajo del valor de 2017) .
En 2019, el promedio global ponderado de LCOE de las termosolares disminuyó un 1% de su valor en 2018 y un 47% de su valor en 2010, cuando se excluye la influencia de los dos proyectos israelíes que entraron en funcionamiento durante 2019.
A pesar de la implementación relativamente escasa en comparación con otras tecnologías, es probable que el mercado de CSP continúe experimentando una tendencia a la baja en el coste de la electricidad, como lo indica la evolución de anuncios de PPA para proyectos de CSP, que se pondrán en funcionamiento en 2020 y 2021. Estos también son cada vez más dentro del extremo inferior del rango de combustibles fósiles.

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Los datos de la base de datos IRENA Auction and PPA muestran un precio promedio ponderado de la electricidad de entre USD 0,075/kWh y USD 0,094/kWh para proyectos de CSP que se pondrán en marcha en 2020 y 2021. Esto representa una reducción del 48% al 59%, en comparación al proyecto global promedio ponderado LCOE en 2019.
Sin embargo, estas cifras deben interpretarse con cuidado, ya que no son directamente comparables con la LCOE discutida aquí. Sin embargo, estos anuncios apuntan hacia una mayor competitividad de los proyectos de CSP, en comparación con las alternativas de combustibles fósiles.
Dado que es probable que los costes de la termosolar sigan disminuyendo, la tecnología puede desempeñar un papel importante en una transición hacia mayores cuotas de VRE en mercados de electricidad con excelente recurso solar. La termosolar, con su almacenamiento de energía térmica de bajo coste y larga duración y la capacidad de la tecnología para ser despachada cuando es requerido, la convierte en una tecnología complementaria a la energía solar fotovoltaica y la energía eólica en tierra.

Aunque los detalles de los PPA, incluido el precio acordado, se han puesto a disposición para algunos proyectos, comparar LCOE y PPA y los datos de la subasta puede ser un desafío. Sin embargo, discutir sus diferencias también puede arrojar luz sobre las tendencias de competitividad de una tecnología determinada. Un ejemplo notable de tales detalles anunciados de PPA es la Fase 4 del Parque Solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum, ubicado en Dubai. Este proyecto, que fue licitado por la Autoridad de Electricidad y Agua de Dubai (DEWA), representa un cambio radical en la competitividad de la termosolar.
El proyecto consta de 600 MW de canal parabólico y 100 MW de torre. Esto se pondrá en marcha por etapas, a partir del cuarto trimestre de 2020. El precio del PPA se ha anunciado como USD 0,074/kWh por una duración de 35 años.
Ambos números son excepcionales. También son diferentes de las condiciones de referencia utilizadas para el cálculo de LCOE en este estudio, que suponen 25 años de vida económica.
Para comprender este precio de PPA y cómo se logró, se proporciona un análisis de los diferentes factores que lo desvían del LCOE estimado de una planta de CSP de referencia. El análisis toma como punto de partida una planta de referencia en Dubai, basada en una configuración de planta para los elementos PTC similares al último diseño de Noor marroquí, una vida económica de 25 años y un WACC de 7,5%.

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