La capacidad instalada de energía solar concentrada creció un poco más de cinco veces entre 2010 y 2020

china-csp-delingha-1038x576

Fuente: evwind.es

Desglosando los últimos cinco años de esto, después de una actividad modesta en 2016 y 2017, con adiciones anuales que rondan los 100 megavatios (MW) por año, el mercado global de energía solar concentrada creció en 2018 y 2019. En esos años, un número cada vez mayor de los proyectos entraron en línea en China, Marruecos y Sudáfrica. Sin embargo, en comparación con otras tecnologías de generación de energía renovable, las nuevas adiciones de capacidad en general se mantuvieron relativamente bajas, con 860 MW por año en 2018 y 550 MW en 2019.

En 2020, sólo se pusieron en servicio 150 MW a nivel mundial, y todo esto se puso en línea en China. Las esperanzas de crecimiento en 2021 no se materializaron, aunque durante ese año se pusieron en marcha 110 MW (todos del proyecto Cerro Dominador) en Chile. Al mismo tiempo, se retiraron alrededor de 265 MW de la planta de Sistemas de Generación de Energía Solar (SEGS) en los EE. UU., en funcionamiento desde fines de la década de 1980. Esto sitúa la capacidad instalada global acumulada de CSP a finales de 2021 en alrededor de 6,4 GW.

El sector se mostró optimista de que los planes de China para ampliar la tecnología a nivel nacional proporcionarían un impulso a la industria y llevarían el despliegue a nuevos niveles. Sin embargo, el progreso en la política de China para construir 20 plantas a escala comercial para ampliar una variedad de soluciones tecnológicas, desarrollar cadenas de suministro y adquirir experiencia operativa ha resultado más desafiante de lo previsto. Los desarrolladores han tenido problemas y algunos proyectos se han retrasado, mientras que otros han encontrado nuevos desarrolladores y parece poco probable que algunos proyectos se completen.

Sin embargo, las perspectivas para 2022/2023 son algo más prometedoras, con la posibilidad de que se pongan en servicio cerca de 1,4 GW de nueva capacidad en China y los Emiratos Árabes Unidos.

España ha lanzado una subasta que incluye 200 MW de capacidad de CSP, pero aún no se han anunciado los resultados. La cartera de proyectos de CSP incluye un proyecto de torre solar de 100 MW con 12 horas de almacenamiento que se espera que entre en funcionamiento para 2024 en South África. El Ministerio de Recursos Minerales, Tecnología Verde y Seguridad Energética de Botswana ha iniciado un proceso de precalificación para participar en una licitación de CSP de 200 MW, mientras que Namibia ha anunciado planes para lanzar una licitación de CSP en 2022 por entre 50 MW y 130 MW de capacidad de CSP. Además de esto, está previsto que entre en funcionamiento un proyecto de 300 MW en 2025 en Qinghai, China.Los Planes Nacionales de Energía y Clima (NECP) de algunos Estados miembros de la UE muestran e indican el desarrollo potencial de la cartera de proyectos de CSP en el futuro. Por ejemplo, España planea agregar 5 GW e Italia 880 MW de nueva capacidad CSP para 2030. En los primeros años del desarrollo de plantas de CSP, agregar almacenamiento de energía térmica a menudo no era económico y, en general, no estaba justificado, por lo que su uso era limitado.

Sin embargo, desde 2015, apenas se han construido o planificado proyectos sin almacenamiento de energía térmica. Agregar esto ahora es una forma rentable de aumentar los factores de capacidad, mientras que también contribuye a un LCOE más bajo y una mayor flexibilidad en el despacho, durante el día.

La capacidad de almacenamiento térmico promedio para las plantas de PTC en la base de datos de costos renovables de IRENA aumentó de 3,3 horas entre 2010 y 2014 a 6,1 horas entre 2015 y 2019 (un aumento del 84 %). Para los ST, ese valor aumentó de 5 horas en el período 2010 a 2014 a 7,7 horas en el período 2015 a 2019 (un aumento del 53%). En 2020, los 150 MW de capacidad recién puesta en servicio en China tenían una capacidad de almacenamiento promedio ponderada de 11 horas. Puesta en marcha en 2021, el proyecto Cerro Dominador 110 MW ST, ubicado en el desierto de Atacama de Chile, cuenta con una capacidad de almacenamiento de 17,5 horas. Es probable que todos los nuevos proyectos de CSP desarrollados en todo el mundo incluyan almacenamiento térmico.

Los costos totales instalados para las plantas PTC y ST están dominados por el costo de los componentes que componen el campo solar. Aunque los datos sobre el desglose del costo total instalado para 2010 se basan en análisis tecnoeconómicos ascendentes, los datos se pueden combinar con el costo instalado a nivel de proyecto de IRENA para comprender el desglose del costo total instalado en 2010/11 y 2019/2020.

En 2010, el campo solar de una planta PTC costaba un estimado de 4 209 USD/kW (44 % del costo total instalado), pero para 2020 esta cifra había caído un 68 % a 1 345 USD/kW (30 % del costo total instalado). Con una reducción tan drástica en los costos del campo solar, otras áreas de costos con disminuciones menores vieron aumentar su participación en los costos totales de instalación. La participación del bloque eléctrico, por ejemplo, aumentó del 15 % en 2010 al 19 % en 2020, a pesar de que su costo cayó un 40 % durante el período, de USD 1 401/kW a USD 834/kW. Este también fue el caso del sistema de fluidos de transferencia de calor, que aumentó su participación del 9% al 11%, a pesar de que estos costos por kW cayeron un 47% en el período, de USD 886/kW a USD 470/kW.

Esto también ocurrió para el almacenamiento de energía térmica. La participación de ese componente en los costos totales instalados aumentó del 9 % en 2010 al 15 % en 2020, a pesar del costo cayendo de USD 815/kW a USD 660/kW. Al mismo tiempo, durante ese período, la participación de los costos del propietario aumentó del 5% al ​​9%, mientras que también aumentó su valor, de USD 399/kW a USD 434/kW.

Durante el período 2010 a 2020, los costos del balance de planta, ingeniería y contingencias para las plantas de PTC se redujeron en un 60%, 64% y 57% respectivamente. Como resultado, la participación del saldo de la planta en los costos totales instalados disminuyó de USD 585/kW (6 % del total) a USD 236/kW (5 %) durante el mismo período, mientras que los costos de ingeniería cayeron de USD 473/kW (5% del total) a USD 168/kW (4%). Una medida de cuánto ha caído el costo total promedio ponderado instalado para las plantas PTC es el hecho de que solo los costos del campo solar en 2010 fueron solo un 5% más bajos que el costo total promedio ponderado instalado en 2020.

Para las plantas de ST, esta comparación es muy similar, siendo los costos de 2010 solo un 7 % más bajos que el valor del costo total instalado promedio ponderado de ST en 2020. Durante esa década, la reducción en el costo del campo de helióstatos fue significativa, con costos que cayeron 70 % entre 2011 y 2019, de USD 5 528/kW a USD 1 652/kW. Esto redujo la participación del campo en los costos totales de instalación del 31 % al 28 %.

El costo del receptor cayó un 71 % durante el período de 2011 a 2019, de USD 2 868/kW a USD 819/kW, y la participación del receptor en los costos totales cayó del 16 % al 14 %. Sin embargo, el balance de planta e ingeniería experimentó la mayor reducción, cayendo un 93 % durante el mismo período, de USD 2 804/kW a USD 205/kW. esto hizo esto la participación del factor en los costos totales cae del 16 % a solo el 3 %.

Los imprevistos siguen siendo un componente importante del costo general de los ST, a pesar de que su participación cayó un 42 % entre 2011 y 2019, de 1 420 USD/kW a 820 USD/kW. Con un 14 % de los costos generales, en términos absolutos, las contingencias seguían siendo 1,8 veces más altas para las plantas ST que para las plantas PTC, por kilovatio. Esto probablemente refleja el hecho de que la experiencia con ST sigue siendo relativamente limitada, con la replicabilidad de su desarrollo y los procesos de construcción todavía tienen mayor incertidumbre que para las plantas de PTC.

Estos últimos tienen una trayectoria comercial más larga y un número significativamente mayor de proyectos instalados. Esta también puede ser la razón por la cual los costos del propietario cayeron solo un 12 % durante el período, y su participación en los costos generales aumentó al 14 % en 2019.

Entre 2010 y 2020, el valor del coste total medio ponderado instalado para las plantas de CSP en la base de datos de costes renovables de IRENA se redujo a la mitad (50 %) hasta alcanzar los 4 746 USD/kW.

Los costos totales de instalación aumentaron en 2021 a USD 9 090/kW. Sin embargo, esta tendencia debe interpretarse con cautela, ya que el valor de 2021 corresponde al de la primera planta solar desarrollada en América Latina, que fue inaugurada en junio de ese año. Teniendo en cuenta ese valor, la disminución del costo total instalado entre 2010 y 2021 fue del 4%. Esto a pesar de que la caída del LCOE para ese período se mantuvo en un nivel similar al registrado entre 2010 y 2021, dado el alto factor de capacidad del proyecto chileno Cerro Dominador, que cuenta con 17,5 horas de almacenamiento.

Los datos de la base de datos de costos renovables de IRENA muestran que los costos totales instalados para las plantas de CSP disminuyeron durante la última década, incluso cuando aumentó el tamaño de los sistemas de almacenamiento de energía térmica de estos proyectos.

Durante 2018 y 2019, los costes de instalación de las centrales de CSP con almacenamiento estuvieron a la par o por debajo de los costes de capital de las centrales sin almacenamiento puestas en marcha en el período de 2010 a 2014, a veces de forma espectacular.

Los proyectos puestos en marcha en 2018 y 2019 y que figuran en la base de datos de costes renovables de IRENA tenían una media de 7 horas de almacenamiento. Esto es 2,1 veces más que el valor de almacenamiento promedio para los proyectos encargados entre 2010 y 2014. El almacenamiento también siguió creciendo después de eso. Por ejemplo, el nivel de almacenamiento medio ponderado de los proyectos encargados en 2020 y 2021 fue de 13,8 horas, un 70 % más que el nivel de 2018 y 2019.

Los costes de capital de los proyectos de CSP puestos en marcha en 2020 para los que hay datos de costes disponibles en la base de datos de costes renovables de IRENA oscilaron entre 4 449 USD/kW y 5 339 USD/kW. Con solo dos proyectos completados en China en 2020, por un total de 150 MW, los datos reflejan las circunstancias nacionales, al igual que los años 2010 a 2012 vieron a España dominar el despliegue de CSP.

Los dos proyectos completados en China formaron parte de un programa de 20 proyectos piloto que fueron diseñados para probar una variedad de conceptos tecnológicos y ganar experiencia en la integración de una amplia gama de tecnologías y configuraciones de plantas en el sistema eléctrico. El programa, lanzado en 2016 y con el objetivo de desarrollar 1,35 GW de capacidad, inicialmente tenía como objetivo completarlo en 2018, pero sin duda este cronograma era demasiado ambicioso. Con un promedio ponderado de costos totales instalados de USD 4 746/kW en 2020, los costos fueron un 31 % más bajos que el promedio ponderado de USD 6 900/kW para los proyectos que se pusieron en marcha en 2019.

Durante 2018 y 2019, la base de datos de costos renovables de IRENA muestra un rango de costos de capital de entre 3 337 USD/kW y 9 064 USD/kW para proyectos de CSP con capacidades de almacenamiento de entre cuatro y ocho horas.

En el mismo período, el rango de costos para proyectos con ocho horas o más de capacidad de almacenamiento térmico fue más estrecho: entre USD 4 275/kW y USD 7 265/kW. Este rango también tuvo un valor máximo más bajo.

Esto se debió al hecho de que la mayoría de estos proyectos estaban en China. Entre 2018 y 2020, se pusieron en marcha tres proyectos en China con más de 10 horas de almacenamiento, con un rango de costo total instalado de USD 4 275/kW a USD 5 339/kW.

FACTORES DE CAPACIDAD

Para la CSP, la calidad del recurso solar, junto con la configuración de la tecnología, son los factores determinantes en el factor de capacidad alcanzable en una ubicación y tecnología determinadas. La CSP se distingue porque el potencial para incorporar almacenamiento de energía térmica de bajo costo puede aumentar el factor de capacidad55 y reducir el LCOE.

Sin embargo, esta es una optimización de diseño compleja que está impulsada por el deseo de minimizar el LCOE y/o cumplir con los requisitos operativos de los operadores de la red o los accionistas para capturar el precio mayorista más alto.

Esta optimización del diseño de una planta de CSP también requiere simulaciones detalladas, que a menudo cuentan con la ayuda de herramientas de software de optimización tecnoeconómica que dependen cada vez más de algoritmos avanzados. Estas simulaciones deben considerar el recurso solar del sitio, la capacidad de almacenamiento del proyecto y el tamaño del campo solar necesario para minimizar el LCOE y garantizar una utilización óptima del calor generado. Este es un equilibrio delicado, ya que los tamaños de campo solar más pequeños que los óptimos dan como resultado la infrautilización del sistema de almacenamiento de energía térmica y el bloque de energía seleccionado. Sin embargo, un tamaño de campo solar más grande que el óptimo agregaría costos de capital adicionales, pero aumentaría el factor de capacidad, aunque con el riesgo potencial de que la generación de calor se reduzca en ocasiones, debido a la falta de capacidad de almacenamiento y/o generación de energía.

Durante la última década, la caída de los costes del almacenamiento de energía térmica y el aumento de las temperaturas de funcionamiento han sido avances importantes para mejorar la economía de la CSP. El aumento de las temperaturas de funcionamiento también reduce el costo de almacenamiento, ya que las temperaturas más altas del fluido de transferencia de calor (HTF) reducen los costos de almacenamiento. Para un determinado nivel de DNI y condiciones de configuración de la planta, las temperaturas más altas de HTF permiten un mayor diferencial de temperatura entre los tanques de almacenamiento “calientes” y “fríos”. Esto significa que se puede extraer una mayor energía (y, por lo tanto, una mayor duración del almacenamiento) para un determinado

Se necesita un tamaño de almacenamiento físico o menos volumen de medio de almacenamiento para lograr un número determinado de horas de almacenamiento. Combinados, desde 2010, estos factores han aumentado el nivel óptimo de almacenamiento en una ubicación determinada, ayudando a minimizar el LCOE.

Estos impulsores han contribuido a que el factor de capacidad promedio ponderado global de las plantas recién puestas en servicio aumente del 30 % en 2010 al 42 % en 2020, un aumento del 41 % durante la década. Los percentiles 5 y 95 de los valores del factor de capacidad para proyectos en la base de datos de costos renovables de IRENA encargados en 2019 fueron 22% y 54%, respectivamente. En 2020, el rango para ambos proyectos fue del 40% al 46%. los

excelente recurso solar en el desierto de Atacama de Chile, la ubicación del proyecto de CSP Cerro Dominador, significó un valor de factor de capacidad muy alto para 2021, del 80 %.

Se pueden ver claramente los factores de capacidad crecientes para las plantas de CSP impulsados ​​por una mayor capacidad de almacenamiento. Con el tiempo, se han encargado proyectos de CSP con duraciones de almacenamiento más largas.

Para las plantas puestas en servicio entre 2016 y 2020, ambos inclusive, alrededor de las cuatro quintas partes tenían al menos cuatro horas de almacenamiento y el 35 % ocho horas o más. El impacto económico de mayores niveles de almacenamiento de energía es evidente en que en 2020, las plantas de nueva puesta en marcha tenían un factor de capacidad promedio ponderado del 42%, con un DNI promedio inferior al de las plantas puestas en marcha entre 2010 y 2013, inclusive. De hecho, durante el período de 2010 a 2013, el factor de capacidad promedio ponderado para las plantas recién puestas en servicio estuvo entre 27% y 35%.

Tanto el período inicial del desarrollo de la CSP en España como el más reciente en China se han caracterizado por pequeños proyectos de 50 MW. En el caso de China, estos han sido predominantemente proyectos de demostración de tecnología entre 20 esquemas piloto iniciales. Sin embargo, para desbloquear economías de escala y ser competitivo

Las adquisiciones han fomentado una mayor elección de desarrolladores en las especificaciones de la planta: los tamaños promedio de los proyectos han aumentado con el tiempo. Es probable que los futuros proyectos comerciales graviten hacia el rango de 100 MW a 150 MW, que representa el óptimo económico en la mayoría de los lugares.

Las plantas de CSP ahora también se están diseñando de forma rutinaria para satisfacer los picos de la tarde y la demanda nocturna. La CSP con almacenamiento de energía térmica de bajo costo puede integrar mayores proporciones de energía solar y eólica variable, lo que significa que, aunque a menudo se subestima, la CSP podría desempeñar un papel cada vez más importante en el futuro.

El reciente aumento en la capacidad de almacenamiento también ha sido impulsado por la disminución de los costos de almacenamiento de energía térmica a medida que el mercado ha madurado. Esto es el resultado tanto de la disminución de los costos de capital como de las mayores temperaturas de operación, que permiten mayores diferenciales de temperatura en los sistemas de almacenamiento de sales fundidas, aumentando la energía almacenada para el mismo volumen. El resultado ha sido un aumento en el número medio ponderado de horas de almacenamiento a lo largo del tiempo. Esto aumentó más del triple entre 2010 y 2020, de 3,5 horas a 11 horas. El proyecto Cerro Dominador en Chile que entró en funcionamiento en 2021 presenta la capacidad de almacenamiento más alta conocida en el mundo, con 17,5 horas.

Aunque una irradiación normal directa (DNI) más alta conduce a factores de capacidad más grandes, en igualdad de condiciones, existe una correlación mucho más fuerte entre los factores de capacidad y las horas de almacenamiento. Sin embargo, esto es solo una parte de la economía de las plantas en ubicaciones de mayor DNI. Los DNI más altos también reducen el tamaño del campo necesario para una capacidad de proyecto determinada y, por lo tanto, la inversión.

Sin embargo, las mejoras tecnológicas y las reducciones de costos para el almacenamiento de energía térmica también significan que se pueden lograr factores de capacidad más altos incluso en áreas sin DNI de clase mundial. Los datos de 2020 muestran el impacto de mayores niveles de almacenamiento, con plantas de nueva puesta en marcha que registraron un factor de capacidad medio ponderado del 42% ese año, aunque el DNI medio en 2020 fue inferior al de las plantas puestas en marcha entre 2010 y 2013, ambos inclusive. Durante ese período anterior, el factor de capacidad promedio ponderado estuvo entre el 27 % y el 35 % para las plantas recién puestas en servicio.

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Para las plantas de CSP, los costes totales de operación y mantenimiento, que incluyen seguros y otros costes de gestión de activos, son sustanciales en comparación con la energía solar fotovoltaica y la energía eólica terrestre. También varían de un lugar a otro, según las diferencias en la irradiación, el diseño de la planta, la tecnología, los costos de mano de obra y los precios de los componentes de mercado individuales, que están vinculados a las diferencias de costos locales.

Históricamente, el mayor costo individual de operación y mantenimiento para las plantas de CSP ha sido el gasto en reemplazos de receptores y espejos. A medida que el mercado ha madurado, la experiencia, así como los nuevos diseños y la tecnología mejorada, han ayudado a reducir las tasas de falla de los receptores y espejos, sin embargo, han reducido estos costos.

Además, los costes de personal representan un componente significativo de O&M, y la complejidad mecánica y eléctrica de las plantas de CSP en relación con la energía solar fotovoltaica, en particular, impulsa esto. Los cargos por seguros continúan siendo un contribuyente adicional importante a los costos de operación y mantenimiento y, por lo general, oscilan entre el 0,5 % y el 1 % del desembolso de capital inicial (una cifra que es inferior al costo total de instalación).

Con algunas excepciones, los costes típicos de operación y mantenimiento de las primeras plantas de CSP que todavía están en funcionamiento oscilan entre 0,02 USD/kWh y 0,04 USD/kWh. Es probable que esta sea una buena aproximación para los niveles actuales de operación y mantenimiento en mercados relevantes para proyectos construidos alrededor de 2010, a nivel mundial, incluso si se basa en un análisis que se basa en una combinación de estimaciones de ingeniería de abajo hacia arriba y los mejores datos de proyectos informados disponibles. .

El análisis de IRENA realizado en colaboración con el Instituto de Investigación Solar (Das Institut für Solarforschung des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt [DLR]) muestra, sin embargo, que es posible lograr costos de operación y mantenimiento más competitivos en una variedad de mercados donde los proyectos lograron el cierre financiero. en 2019 y 2020.

Los costos de operación y mantenimiento por kWh en muchos de estos mercados son altos en términos absolutos, en comparación con la energía solar fotovoltaica y muchos parques eólicos terrestres, pero representan entre el 18 % y el 20 % del LCOE para proyectos en países del G20. Teniendo esto en cuenta, los cálculos de LCOE en la siguiente sección reflejan los costos de operación y mantenimiento en la base de datos de costos renovables de IRENA que descendieron de un promedio ponderado de capacidad de 0,037 USD/kWh en 2010 a 0,015 USD/kWh en 2020 (una disminución del 59 %). El valor correspondiente a 2021 es de USD 0,022/kWh (40% menos que en 2010).

COSTO NIVELADO DE ELECTRICIDAD

Con la caída de los costes totales de instalación, los costes de operación y mantenimiento y los costes de financiación, mientras que los factores de capacidad aumentaron, el LCOE de la CSP se redujo significativamente entre 2010 y 2020. De hecho, durante ese período, el LCOE medio ponderado mundial de las plantas de CSP recién puestas en servicio cayó un 70 %. de USD 0,361/kWh a USD 0,107/kWh.

Con el despliegue durante el período de 2010 a 2012 inclusive dominado por España, y compuesto principalmente por plantas de PTC, el LCOE promedio ponderado global por proyecto disminuyó solo levemente, aunque dentro de un rango cada vez mayor, a medida que nuevos proyectos entraron en línea. Esto cambió en 2013, cuando se apreció una clara tendencia a la baja en el LCOE de los proyectos a medida que se ampliaba el mercado, se ganaba experiencia y se hacía más competitivoadquisiciones comenzaron a tener un impacto. En lugar de que los efectos del aprendizaje tecnológico por sí solos impulsaran un LCOE más bajo del proyecto a partir de 2013, el cambio en la implementación a áreas con DNI más altos durante el período 2013 a 2015 también influyó.

En el período 2016 a 2019, los costos continuaron cayendo y la puesta en marcha de proyectos en China se hizo evidente, con proyectos encargados allí en 2018 y más allá alcanzando LCOE estimados de entre USD 0,08/kWh y USD 0,14/kWh. Al mismo tiempo, los proyectos encargados en 2018 y 2019 en Marruecos y Sudáfrica tendieron a tener costos más altos que este.

Para los proyectos encargados entre 2014 y 2017, su ubicación en lugares con DNI más altos fue un factor importante que contribuyó al aumento de los factores de capacidad (y, por lo tanto, a los valores LCOE más bajos). El DNI medio ponderado de los proyectos puestos en marcha durante ese periodo, en torno a los 2 600 kWh/metro cuadrado (m2)/año, fue un 28% superior que en el período 2010 a 2013. Sin embargo, como ya se señaló, este no fue el único impulsor de las tendencias de LCOE, ya que las mejoras tecnológicas vieron un movimiento hacia configuraciones de plantas con mayores capacidades de almacenamiento.

La CSP con almacenamiento de energía térmica de bajo coste ha demostrado que puede desempeñar un papel importante en la integración de mayores porcentajes de energías renovables variables en áreas con buena DNI.

En 2016 y 2017, solo se completaron unas pocas plantas, con alrededor de 100 MW agregados cada año. Por lo tanto, los resultados de estos dos años son volátiles y están determinados por los costos específicos de la planta. En 2016, el aumento en el LCOE fue impulsado por los mayores costos de los primeros proyectos en Sudáfrica y Marruecos encargados ese año. En 2017, el LCOE promedio ponderado global volvió a caer al nivel establecido en 2014 y 2015.

Luego, las adiciones de nueva capacidad se recuperaron en 2018 y 2019, con al menos 600 MW agregados cada año. En 2018, se pusieron en marcha plantas en China, Marruecos y Sudáfrica, con LCOE que van desde un mínimo de 0,076 USD/kWh en China hasta un máximo de 0,234 USD/kWh en Sudáfrica. En contraste, 2019 vio LCOE más altos, ya que dos proyectos israelíes retrasados ​​se pusieron en línea. Los costos ese año oscilaron entre USD 0,107/kWh para un proyecto en China y USD 0,404/kWh para el proyecto israelí PTC.

El despliegue en 2020 no superó los 150 MW, aunque los bajos costos de capital para los proyectos que se realizan en China redujeron el LCOE promedio ponderado para ese año a 0,107 USD/kWh. En 2021, el valor LCOE fue un 7 % más alto que en 2020, a USD 0,114/kWh, aunque todavía fue un 68 % más bajo que en 2010. La cifra de 2021 se basaba, sin embargo, en un mercado muy reducido.

Con un 64 %, la mayor parte de la reducción se debió a la disminución del coste total instalado de las plantas de CSP durante el período. Mejoras en la tecnología y reducciones de costos en el almacenamiento de energía térmica, lo que llevó a proyectos con almacenamiento más prolongado.

puesta en servicio en 2020, condujo a una mejora en los factores de capacidad. Esto, a su vez, representó el 17 % de la reducción del LCOE durante el período 2010 a 2020. Los menores costos de operación y mantenimiento representaron el 10 % de la disminución total del LCOE durante ese tiempo, mientras que la reducción en el costo promedio ponderado del capital representó el 9 % restante.

Este mismo análisis arroja resultados bastante diferentes para el período 2010 a 2021, dada la alta estructura de costos totales instalados/factor de alta capacidad del proyecto 2021 en Chile. Teniendo en cuenta esto, el factor de capacidad es el factor que más contribuye (77 %) a la reducción de costos entre 2010 y 2021. Los menores costos de operación y mantenimiento representan una décima parte de la reducción, mientras que las reducciones en el promedio ponderado global de los costos totales instalados de las plantas de CSP recién puestas en servicio representó el 7%. Las mejoras en el costo de capital promedio ponderado representan el 6% de la disminución total del LCOE durante el período.

En ausencia de un fuerte apoyo político para la CSP, el mercado sigue siendo pequeño y la cartera de nuevos proyectos poco ambiciosa. Esto es decepcionante, dado el notable éxito en la reducción de costos desde 2010, a pesar de que solo se implementaron 6,4 GW a nivel mundial para fines de 2021. Dado el crecimiento en la competitividad de las energías renovables variables desde 2010, el valor de la capacidad de CSP para proporcionar energía despachable 24/7 en áreas con DNI alto a un costo razonable solo crecerá. Un mayor apoyo político sería fundamental para reducir aún más los costos, y para reducir los costos generales del sistema eléctrico, al proporcionar servicios firmes y de capacidad renovable y flexibilidad para integrar proporciones muy altas de energías renovables.

En el caso de las PTC, se han buscado reducciones de costes intentando reducir los costes de los propios cilindros parabólicos y mejorando su rendimiento. Esencialmente, el desafío ha sido aumentar la absorción del calor solar y reducir las pérdidas de calor en el HTF transportado al bloque de potencia, al tiempo que se reduce el costo de capital de los componentes.

Las mejoras en los revestimientos especiales del tubo absorbente y las medidas de aislamiento del receptor han ayudado a reducir las pérdidas térmicas. Para reducir los costos de capital, los esfuerzos se han centrado en reducir los costos de materiales en relación con la generación de calor.

En la medida de lo posible, dadas las cargas sobre la estructura, se ha buscado aligerar los espejos y las armaduras de soporte. Los anchos de apertura también se han aumentado para permitir que se enfoque una mayor radiación solar.

Entre 2010 y el período 2018-2020, el ancho de apertura promedio ponderado de los cilindros parabólicos utilizados en los proyectos aumentó de alrededor de 5,7 metros (m) a alrededor de 7 m. En 2010, los proyectos españoles dominaron, utilizando canaletas con anchos en el rango relativamente estrecho de 5,5 m a 5,8 m. En el período de 2018 a 2020, aunque el despliegue se había ralentizado, era más diverso geográficamente y utilizaba una gama más amplia de canales. Estos pasaron de anchos de 5,8 m, no muy diferentes a los utilizados en dos proyectos en 2010, a canales de “tubo espacial” más grandes de 8,2 m.

Con una mayor proporción de ST en el despliegue, el aumento de las temperaturas de funcionamiento posibilitado por el uso de HTF de sales fundidas o la generación directa de vapor provocó un aumento de las temperaturas promedio ponderadas de salida del receptor. Esta aumentó de 396 °C en 2010, cuando las plantas PTC representaron toda la capacidad añadida para la que hay datos, a 485 °C en 2019, ya que se pusieron en servicio ST con temperaturas de salida del receptor que oscilaron entre 560 °C y 565 °C.

Los diferenciales de temperatura más altos en los tanques de agua caliente y fría permiten almacenar una mayor energía para un volumen dado. Sin embargo, el beneficio de temperaturas operativas más altas no es solo un almacenamiento de energía térmica de menor costo, sino también que permiten ciclos de vapor más eficientes para recuperar más electricidad del recurso disponible. Con la creciente participación de ST, la eficiencia promedio ponderada de la turbina para proyectos donde hay datos disponibles aumentó del 38 % en 2010 al 44 % en 2019.

Continúan los esfuerzos para comercializar las sales fundidas como HTF para las plantas de PTC, ya que pueden conducir a temperaturas de HTF más altas (530 °C) que el aceite térmico que prevalece actualmente (393 °C). El HTF basado en silicio también se ha propuesto como alternativa y puede alcanzar los 425 °C (Jung et al., 2015). Sin embargo, por el momento, las mayores ganancias de eficiencia y el mayor potencial para un almacenamiento más prolongado se mantienen en las plantas ST que ya pueden operar a temperaturas y eficiencias más altas. Una mayor escala en la implementación de ST también ayudaría a reducir su prima de costo instalado sobre PTC plantas, lo que potencialmente permite a los ST una ventaja decisiva sobre los PTC en términos de LCOE, en lugares donde el aire es claro.

 

 

 

 

Share on facebook
Facebook
Share on twitter
Twitter
Share on linkedin
LinkedIn
Share on pinterest
Pinterest

Leave a Comment

Su dirección de correo no se hará público.