Abengoa instalará el primer prototipo de almacenamiento CSP adaptable
El aumento de la capacidad fotovoltaica en España está mejorando el modelo de negocio para los nuevos sistemas de almacenamiento adaptable en las centrales de sistema cilíndrico-parabólico.
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La caída de los costes de la energía fotovoltaica ha frenado el crecimiento de la CSP, pero también está acelerando el despliegue de la energía solar híbrida CSP-PV.
En España, los operadores de CSP están diseñando nuevos sistemas de almacenamiento que puedan adaptarse a las centrales existentes con el fin de proporcionar energía gestionable por la noche. A medida que aumente la capacidad fotovoltaica y eólica, incrementará el valor de la energía almacenable.
La empresa española Abengoa tiene intención de utilizar la energía fotovoltaica de bajo coste para dar soporte a los nuevos sistemas de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas de las centrales CSP con sistema cilíndrico-parabólico.
Aproximadamente 1,2 GW de los 2,3 GW del parque español de CSP funcionan sin almacenamiento. Abengoa gestiona 13 centrales de sistema cilíndrico-parabólico con una capacidad total de 650 MW y ninguna de estas centrales integra almacenamiento.
El almacenamiento en sales fundidas es en la actualidad más competitivo en términos de costes en las centrales de torre CSP que en las centrales de sistema cilíndrico-parabólico, pues las torres funcionan a temperaturas de trabajo más elevadas, lo cual incrementa la eficiencia térmica.
Bajo el paraguas del concepto de sistema cilíndrico-parabólico adaptado, se utilizan calentadores eléctricos y de energía de bajo coste a fin de incrementar la temperatura y la eficiencia.
El concepto de adaptación es "una de las principales líneas de negocio" que está impulsando el sector de la CSP en España, según dijo Miguel Méndez Trigo, director de tecnología solar en Abengoa, a New Energy Update.
Abengoa ha firmado recientemente un acuerdo de cooperación con empresas energéticas "líderes" con objeto de desarrollar un proyecto piloto en una central CSP de 50 MW, según dijo Méndez.
"La maquinaria crítica, como los calentadores eléctricos de sales fundidas y los intercambiadores de calor de alta eficiencia, se validará en un tamaño competente por primera vez en el mundo", dijo.
Empuje de la fotovoltaica
El aumento de la intermitencia de las energías renovables en España disparará la demanda de almacenamiento en los próximos años.
El sector fotovoltaico está en auge en España tras varios años de escasa actividad. El país instaló 4 GW de capacidad fotovoltaica en 2019 y se prevé que instalará alrededor de 4 GW anuales durante los próximos cinco años.
El último Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNEC) de España tiene por objetivo que el 74 % de la energía provenga de fuentes renovables antes de 2030 y cerrar al menos 10,5 GW de centrales eléctricas de carbón.
Según el plan del gobierno, la capacidad fotovoltaica aumentará de 9 GW en 2019 a 36,9 GW en 2030 y la capacidad eólica se duplicará hasta los 50,5 GW. La capacidad de CSP se elevará hasta 4,8 GW antes de 2025 y alcanzará los 7,3 GW antes de 2030.
Capacidad de generación de energía frente a la cobertura de la demanda en España
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Fuente: Red Eléctrica (operador de la red)
El aumento de la capacidad fotovoltaica ejercerá una presión a la baja sobre los precios de la energía diurna, con lo cual mejorarán los parámetros económicos del sistema cilíndrico-parabólico híbrido.
"Añadir entre 8 y 9 horas de almacenamiento a la red mediante su integración en una central de sistema cilíndrico-parabólico de 50 MW es varias veces más barato que implantar el equivalente con baterías en un sistema fotovoltaico existente", dijo Xavier Lara, director general de la empresa de ingeniería y consultoría Aelius.
Hay varios grupos que están investigando actualmente este concepto, dijo Lara.
Para facilitar un despliegue mayor de las aplicaciones con almacenamiento es crucial que se establezca un nuevo marco financiero y jurídico, señaló.
En abril, el Ministerio de Medio Ambiente de España convocó una consulta pública para integrar el almacenamiento de energía en el PNIEC.
Ahorros en la red
Los proyectos adaptados de almacenamiento CSP evitarían también los riesgos cada vez mayores de conexión a la red debido al auge de la energía solar en España.
En zonas de rápido crecimiento como Extremadura, en el oeste de España, los proyectos fotovoltaicos planeados exceden la capacidad de conexión a la red. Las adaptaciones CSP podrían contribuir a reducir los costes de inversión en la red.
El operador Red Eléctrica se ha comprometido a invertir 110 millones de euros (124,4 millones de dólares estadounidenses) en Extremadura con el fin de construir 10 GW de capacidad nueva de energía renovable. A finales de este año, Red Eléctrica presentará un plan de desarrollo de la red nacional más extenso al gobierno.
Abengoa tiene intención de que su proyecto piloto se complete en unos cuatro años. El fortalecimiento del marco de las energías renovables podría derivar en la instalación del primer proyecto comercial en España, según dijo Méndez.
Nuevos emplazamientos
Los proyectos híbridos CSP-PV constituirán también una parte importante del crecimiento de la CSP en España.
Los inversores han vuelto recientemente al mercado español de la CSP tras años de inactividad.
La nueva legislación sobre tarificación ha estabilizado las perspectivas de ingresos y la demanda cada vez mayor de almacenamiento está poniendo de manifiesto los beneficios de la tecnología CSP.
"España cuenta ahora con una normativa estable que permite a los inversores disponer de una perspectiva a largo plazo, confianza y unas reglas de juego claras", dijo David Esteban, vicepresidente de EMEA en Atlantica Yield, a New Energy Update en febrero.
"La estabilidad de la red que propicia la CSP más el almacenamiento de energía térmica impulsará el desarrollo de capacidad nueva y es el origen de las principales transacciones que estamos presenciando actualmente en la cartera de operaciones de España", dijo Esteban.
El proyecto híbrido CSP-PV Noor Midelt I de Marruecos ha demostrado la rentabilidad de la combinación del sistema cilíndrico-parabólico, la energía fotovoltaica y la tecnología de almacenamiento.
Desarrollado por un consorcio dirigido por EDF, el proyecto Noor Midelt I, de 800 MW, estableció el año pasado un precio históricamente bajo de CSP de 68 dirhams/MWh (71 dólares/MWh) al combinar 200 MW de un sistema cilíndrico-parabólico, 600 MW de energía fotovoltaica y cinco horas de almacenamiento con energía térmica y tecnología de baterías.
Se espera que Chile fije un nuevo precio históricamente bajo de CSP en una subasta a finales de este año.
Cobertura de Kerry Chamberlain
Editado por Robin Sayles
Traducido por Vicente Abella