solar térmica

La aprobación de una prima de 0,12 euros por kWh abre el camino a las primeras centrales termosolares en España

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El pasado viernes se aprobó en el Consejo de Ministros la prima que recibirá el kilovatio hora producido por centrales solares térmicas. Tal y como se anunció a finales de abril será de 0,12 euros. Los proyectos más avanzados tienen el camino despejado para iniciar la construcción de las plantas. Hace tres meses publicábamos el anuncio hecho por el consejero técnico de la Dirección General de Política Energética del Ministerio de Economía, Enrique Ochara: antes del verano estará aprobado el Real Decreto que establece la prima para la electricidad de origen solar térmico y que será de 0,12 por kWh. No ha sido antes pero ha sido ya. El pasado viernes fue aprobado por el Consejo de Ministros y en los próximos meses daremos cuenta de los avances que se produzcan en los cuatro proyectos que se conocen. Es posible que alguno esté conectado a red en 2006.

Los cuatro proyectos comerciales que ya están en marcha en España, con tecnología de concentradores cilindro–parabólicos y de receptor central con campo de helióstatos, constituyen un "hito para esta tecnología a escala mundial", ha dicho Manuel Romero, director de la Plataforma Solar de Almería. Uno de ellos está promovido por EHN en Montes del Cierzo (Navarra), con 15 MW. De la misma potencia será la planta del proyecto Solar Tres, promovido por Ghersa, en colaboración con las empresas norteamericanas Boeing y Bechtel. Probablemente se ubique en la provincia de Córdoba y utilizará un sistema de almacenamiento térmico en sales fundidas.

Características de las centrales termoeléctricas
Cilindro-parabolicos Receptor central Discos parabólicos
Potencia 30-80 MW 10-200 MW 5-25 kW
Temperatura operación 390°C 565°C 750°C
Factor capacidad anual 23-50% 20-77% 25%
Eficiencia pico 20% 23% 29,4%
Eficiencia neta anual 11-16% 7-20% 11-25%
Estado comercial Disponible Demostración Prototipos-demostración
Riesgo tecnológico Bajo Medio Alto
Almacenamiento Limitado Baterías
Diseños híbridos Si
Coste W instalado (euros) 3,49-2,34 3,83-2,16 11,00-1,14

Otro proyecto conocido como Andasol parece llevar buen ritmo en Almería. Pero ninguno está tan avanzado como el PS 10, promovido por Abengoa con la participación del Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (Ciemat). Usa la tecnología de receptor volumétrico de aire y un sistema de almacenamiento térmico en termoclina, con lecho cerámico de alúmina. La planta tendrá 981 helióstatos de 91 m2 cada uno y producirá 22 GWh anuales, con un aprovechamiento solar de unas 2.300 horas equivalentes al año. La central PS 10 estará ubicada en Sanlúcar la Mayor (Sevilla). Según Rafael Osuna, responsable de Iberinsa, la filial de Abengoa que ejecutará el proyecto, "con la prima de 0,12 euros se garantiza la viabilidad y la amortización de la central en ocho años".

Una tecnología madura
La energía que llega del sol es inmensa pero muy difusa. En la base de cualquier tecnología que pretenda aprovechar esa energía subyace la idea de concentrar la mayor radiación posible que, en el caso de las centrales solares térmicas para producción de electricidad, se destina luego a calentar un fluido a altas temperaturas. El calor generará vapor que moverá un turbo–alternador. El equipo propiamente solar de cualquier sistema de este tipo está compuesto por un concentrador óptico por un lado, y un receptor solar que recoge toda la radiación concentrada por el primero. Los tres concentradores solares más utilizados son los cilíndrico–parabólicos, los sistemas de torre o de receptor central con campo de helióstatos y los discos parabólicos. Excepto los primeros, de los que existen varias instalaciones en Estados Unidos, ninguno ha dado todavía el salto comercial.

Pero en España están a punto de hacerlo. Un estudio promovido por el Banco Mundial en 1999 concluye que los concentradores solares son la forma más económica de producir electricidad a gran escala a partir de la energía solar. Pero el mismo estudio dice que, por ahora, instalar una central solar térmica es entre 2,5 y 3,5 veces más caro que una planta térmica convencional. Y a pesar de que el combustible es gratis, el precio de esa electricidad es de 2 a 4 veces superior. Por eso, el trabajo de los investigadores en este campo es fundamental. España, junto a Alemania, Estados Unidos, Israel y Australia, lidera los esfuerzos en esa investigación que empieza a dar sus frutos. Y la Plataforma Solar de Almería es el centro neurálgico.

Concentradores cilindro–parabólicos
Son de foco lineal, con seguimiento en un solo eje, con concentraciones de la radiación de 30 a 80 veces, y con potencias por campo unitario que van de 30 a 80 MW. La superficie reflectante cilindro–parabólica refleja la radiación solar y la concentra sobre un tubo absorbente colocado en la línea focal de la parábola. Ese tubo lleva un fluido que, en el caso de los aceites sintéticos, puede alcanzar del orden de 450°C. Para aprovechar mejor la radiación este sistema modifica constantemente su posición. Los concentradores cilindro–parabólicos (CCP) cuentan con mayor experiencia comercial que el resto. En California, las nueve plantas de Solar Electricity Generating Systems (SEGS) ocupan más de 2,5 millones de metros cuadrados y tienen una potencia instalada de 345 MW.


Hay proyectos de instalar plantas de este tipo en Brasil, Egipto, Grecia, India, México, Pakistán y España. Según los expertos, es probable que el coste de los CCP descienda rápidamente, como consecuencia de una producción en masa de los componentes y la aparición de nuevos suministradores. Además, hay mejoras tecnológicas que están próximas, como la generación directa de vapor en los propios tubos absorbentes de los captadores solares, que puede reducir los costes e incrementar el rendimiento general de las plantas.

Desde 1996 el CIEMAT ha estado inmerso en el llamado proyecto DISS, un completo plan de I+D destinado a la mejora tecnológica de los colectores cilindro–parabólicos. Los resultados han puesto de manifiesto que la generación directa de vapor puede sustituir a la de tecnología de transferencia mediante un fluido en un plazo de cinco años.

Receptor central con helióstatos
Consisten en un campo de helióstatos que siguen la posición del sol en todo momento y orientan el rayo reflejado hacia el foco colocado en la parte superior de una torre. Los órdenes de concentración son de 200 a 1.000 veces y las potencias unitarias están entre 10 y 200 MW. En estas centrales se alcanzan altas temperaturas y tienen el potencial de generar electricidad con altos factores de capacidad mediante el uso de almacenamiento térmico. Es un aspecto fundamental ya que los técnicos calculan que el tiempo útil de aprovechamiento solar en España es de 2.000 horas equivalente al año. Pero en la actualidad existen sistemas de almacenamiento que seguirían produciendo energía cuando ya se ha puesto el sol, hasta superar las 4.500 horas equivalentes al año.

De la decena de plantas experimentales que se han construido en el mundo, tres se localizan en España, dentro de las instalaciones que el CIEMAT tiene en la Plataforma Solar de Almería. La principal diferencia de las plantas experimentales está en los fluidos térmicos utilizados en el receptor: sodio líquido, vapor saturado o sobrecalentado, sales de nitratos fundidas y aire.

Sea como fuere, la viabilidad técnica de las centrales de torre ha quedado demostrada. Se considera técnicamente posible alcanzar rendimientos de hasta el 20%, con costes de inversión en torno a 2,1 euros/W pico, pero se precisa una primera planta de demostración comercial que valide la tecnología en condiciones reales de producción.

Sistemas disco–Stirling
Encierran el mayor potencial a largo plazo por su alta eficiencia y su modularidad. Son pequeñas unidades independientes con reflector parabólico, habitualmente conectado a un motor Stirling situado en el foco. Los niveles de concentración son superiores (1.000–4.000) y las potencias unitarias van de 5 a 25 kW. La conversión de radiación solar en energía eléctrica alcanza valores de máximos de hasta un 30%, en unidades de 7 a 25 kW. Consiguen relaciones de concentración por encima de 3.000, lo que permite alcanzar temperaturas de operación entre 650°C y 800°C. La superficie cóncava del concentrador está recubierta de espejos que reflejan los rayos del sol sobre un receptor de tipo cavidad. Hay dos métodos de transferencia de esa radiación. El primero consiste en unos tubos por los que circula un gas –helio, hidrógeno o aire– que recoge el calor.

Otro método es el llamado "tubo de calor", con el que se vaporiza un metal líquido que luego condensa en la superficie de los tubos por los que circula el gas de trabajo. De momento no hay proyectos comerciales de esta tecnología, aunque sí numerosos prototipos. En Europa los principales desarrollos parten de las empresa alemanas SBP y SOLO Kleinmotoren, esta última en lo que respecta al suministro del motor Stirling solarizado. En la Plataforma Solar de Almería se han desarrollado ocho unidades de 7,5 y 8,5 m de diámetro, con más de 30.000 horas acumuladas de operación. El motor trabaja con helio a 630°C y los rendimientos que se consiguen son del 20%.

Manuel Romero, director de la Plataforma Solar de Almería, insiste en la necesidad de que los proyectos salgan cuanto antes a la luz. "Nosotros ya estamos trabajando en lo que sería la segunda generación de plantas solares, pero para seguir adelante es preciso que lleguen a la fase industrial las de la primera generación, que ya está demostrada".

Más información:
CIEMAT
Departamento de Energías Renovables
Avda. Complutense, 22.
28040 Madrid
Tel: 91 346 60 00
www.ciemat.es

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