Heliostatos en la planta de CSP Solana. Imagen: Abengoa.

Por Susan Kraemer

Tras años de cuidadosa permisología ante la Comisión de Energía de California, el consorcio Palen Solar Holdings (PSH), formado por BrightSource Energy y Abengoa, decidió retirar la aplicación del proyecto Palen.

Antes de retirarse, PSH había recibido una aprobación provisional para construir una torre de 250 MW primero y, después, tratar de obtener los permisos de manera independiente para una segunda torre, solo con la condición de que incluyera almacenamiento.

Cuando PSH se retiró era demasiado tarde para cumplir el plazo (que finaliza en 2016) que permitiría a los inversores obtener un crédito fiscal a la inversión de corta duración. En aquel momento, el portavoz de BrightSource, Joe Desmond, realizó una declaración que ha resultado premonitoria.

"A nivel federal, el proyecto todavía permanece activo. Es un emplazamiento con buena radiación directa normal solar, cuenta con acceso a transmisión y se encuentra junto a otro proyecto solar; por tanto, es una buena ubicación ‑dijo entonces‑. Estoy seguro de que habrá una oportunidad en el futuro. Con un poco de suerte, más pronto que tarde".

Experiencia en almacenamiento

La nueva propuesta de Abengoa se basa en la experiencia que ha adquirido la empresa en el almacenamiento de energía térmica, gracias a su proyecto Solana, de 280 MW. La planta suministra energía a la Empresa de Servicios Públicos de Arizona (APS, por sus siglas en inglés) y tiene 6 horas de almacenamiento.

"Trabajamos junto a Abengoa para garantizar que la planta no solo estaba operando a pleno rendimiento sino que lo hacía en los momentos en los que queríamos ‑declara la portavoz de APS, Jenna Shaver‑. Nuestro máximo suele ser entre las 16 h y las 19 h, cuando los clientes llegan a casa por la tarde y encienden el horno, la calefacción o el aire acondicionado en verano".

El anuncio se produce justo cuando el proyecto Mojave, de 280 MW y de la misma empresa, está a punto de ponerse en marcha cerca de Barstow (California). Es posible que se trate de la última planta de CSP que construye Abengoa sin almacenamiento.

La mayoría de los proyectos de CSP de Abengoa incluyen almacenamiento: 3 horas en Khi Solar One (Sudáfrica); 4,5 horas en el proyecto cilindroparabólico de 110 MW Ashalim (Israel); y 17,5 horas en la torre de 110 MW ubicada en Atacama (Chile). Asimismo, sus ofertas para Noor II y III, en Marruecos, también incluyen almacenamiento.

"Los sistemas de almacenamiento a gran escala pueden proporcionar muchas horas de capacidad a pleno rendimiento para aplicaciones en hora punta y de carga base, lo que hace que esta tecnología ofrezca una gran capacidad de gestión. Esto permite que suministre electricidad de manera estable durante las 24 horas del día", declaró Abengoa a CSP Today.

"Con almacenamiento, podemos responder a la demanda de electricidad en cualquier momento, adaptando la producción a los perfiles de demanda de energía eléctrica, independientemente de la presencia del sol y del momento del día o de la noche".

Abengoa ya suministra la mayor parte del almacenamiento en EE. UU. tras la hidráulica de bombeo

La hidráulica de bombeo representa la mayor parte del almacenamiento energético en EE.UU. Pero, sorprendentemente, en el segundo puesto se encuentra Solana.

Los 1.680 MWh de almacenamiento de energía térmica en Solana suponen actualmente la mayor cantidad de almacenamiento en EE.UU., tras la energía hidroeléctrica, tal y como indica Chet Lyons, responsable de Energy Strategies Group (ESG).

"Me sorprendió cuando lo vi ‑declara Lyons‑. Es una gran cantidad de MWh cuando se compara con la producción actual de almacenamiento estacionario basado en baterías. Y se trata de una sola planta. Es algo gigante".

El almacenamiento térmico en EE.UU. casi se duplicará a principios de 2015, cuando se ponga en marcha el proyecto más pequeño de Crescent Dunes, de 110 MW y con 11 horas de almacenamiento. Su tecnología más eficiente ofrece más almacenamiento con relación a la capacidad, un total de 1,210 MWh.

"Captamos directamente la energía solar y, después, la almacenamos en sales fundidas a 1.050 ºF. Solana capta la energía en aceite y luego transfiere el calor para el almacenamiento en sales fundidas a entre 700 y 750 ºF", explica el director ejecutivo, Kevin Smith.

"La sal se congela por debajo de los 500 ºF, así que cuentan con un diferencial relativamente ajustado y menos eficiente de entre 500 y 700 ºF  para acumular la energía, mientras que nosotros tenemos entre 500 y 1050 ºF. Esto supone dos veces y media la capacidad de almacenamiento por libra de sal".

No obstante, incluso con cilindroparabólica, el almacenamiento aporta manifiestamente un factor de capacidad. Por su parte, Solana generó 89,248 MWh durante su primer trimestre; 111,128 MWh en el segundo y 203,777 MWh en el tercero.

El comprador de la energía de Solana, APS, declaró a principios de este año que estaban muy contentos con el rendimiento. La empresa de servicios públicos apreciaba especialmente la capacidad de obtener energía a determinadas horas según la demanda, como antes del amanecer. Asimismo, APS pidió recientemente a los reguladores que exigieran un almacenamiento energético de al menos un 10 % de la capacidad máxima planeada a los proveedores.

La CSP con almacenamiento es más económica que la fotovoltaica con baterías

"Las redes energéticas necesitan una capacidad de generación adicional para funcionar correctamente. Por ejemplo, en torno al 20% de la flota de generación de Nueva York funcionó menos de 250 horas al año", declara Lyons.

"Como no funcionan mucho, las 'plantas que cubren el pico más alto de demanda’ son, por su diseño, los generadores de fósil más económicos y menos eficientes. Cuando no están funcionando, cuesta mucho explotarlas y producen más aire contaminado que otros tipos de generación fósil".

El informe de Lyons, Guide to Procurement of Flexible Peaking Capacity: Energy Storage of Combustion Turbines ("Guía de adquisición de capacidad de pico flexible: almacenamiento energético de turbinas de combustión"), indica que los gastos de capital para un momento pico de 4 horas supone 348 USD por kilovatio hora de capacidad instalada. Además, predice que las baterías ofrecerán un almacenamiento más económico que las plantas de potencia pico, con ciclo sencillo para 2017 o poco después.

"El almacenamiento térmico de CSP es más que una orden de magnitud más económica cuando se compara con la referencia, que son las baterías químicas", destaca Lyons.

"En función de la ubicación, el almacenamiento energético en baterías en una base por kilovatio instalado podría ser más de 500 USD en comparación con los 15 USD por kilovatio de capacidad instalada de almacenamiento termosolar".

Abengoa afirma que el almacenamiento era una consideración clave porque no solo ofrece capacidad de suministro sino también ahorros económicos.

"Un aumento en la capacidad de almacenamiento puede traducirse en menores costes de generación. Por tanto, el almacenamiento es también un componente relevante a la hora de determinar el coste de nuestras plantas", explica un portavoz de la empresa.

"El almacenamiento aporta valor para los operadores de redes. Las plantas de energía termosolar pueden integrarse fácilmente en sistemas de redes porque pueden proporcionar electricidad con una gran capacidad de suministro gracias a los sistemas de almacenamiento térmico".

Nuevo proceso de obtención de permisos para Palen

Hay aspectos del nuevo proyecto de CSP de torre Palen que no necesitarían nuevos permisos. El sitio se encuentra en la gran extensión de unas 100 millas de la Interestatal 10 en el condado de Riverside, a una distancia equidistante de Blythe, en la frontera con Nevada, y de Indio, al otro extremo del Parque Nacional Joshua Tree.

Una buena parte del acuerdo previo de obtención de permisos que lidiaba con aspectos físicos y biológicos del emplazamiento podría reciclarse en una nueva propuesta, según un profesional del sector familiarizado con la obtención de permisos para CSP en California. Él no anticipa si la mortalidad aviar proporcionará argumentos a los oponentes.

Los cálculos de todo un año de Ivanpah estarán disponibles para la siguiente fase, lo que les ofrecerá a los reguladores una mejor idea de la efectividad de los métodos de disuasión de aves. 133 aves murieron quemadas por el flujo solar cerca de las tres torres en el cercano proyecto de Ivanpah, durante los primeros seis meses, por lo que se implantaron tecnologías de disuasión de aves. Al ser la primera torre de CSP en EE. UU., Ivanpah funcionó como plataforma de pruebas.

La siguiente fase de la obtención de permisos se centrará en la configuración técnica modificada que abarca una única torre inferior y almacenamiento. Algunas fuentes sugieren que 150 MW puede ser el tamaño escogido.