En la actualidad, el entorno se encuentra en medio de una transformación radical del sistema de producción de energía, con el objetivo de lograr una economía libre de carbono en la cual se utilicen principalmente Fuentes de Energía Renovables (FER). El crecimiento acelerado en todo el entorno de la implementación de tecnologías maduras de FER como la eólica y la fotovoltaica (PV) se ha visto impulsado por la disminución de sus costos en la última década (IRENA, 2016, IRENA, 2018). Por ejemplo, los costos de la energía solar fotovoltaica han disminuido alrededor del 80% en los últimos diez años (IEA, 2020). Sin embargo, el crecimiento rápido de las tecnologías que convierten directamente las FER no programables primarias (como la eólica o la solar) en energía eléctrica está limitado por la adopción efectiva de la red eléctrica: cuando la capacidad instalada de las tecnologías de FER directas (es decir, no programables) lleva a una producción de energía que excede la demanda, la energía adicional producida no se puede aprovechar directamente y debe ser almacenada o disipada. Por otro lado, cuando los picos de demanda superan la disponibilidad de FER directas, será necesario utilizar fuentes de respaldo o energía renovable almacenada.
Por lo tanto, si en la actualidad las tecnologías de FER directas permiten la producción de energía a costos competitivos con los sistemas tradicionales (fósiles), es importante responder las siguientes preguntas:
- ¿Cuál es la cobertura máxima de la demanda de energía (a nivel anual) que pueden lograr las FER directas en un escenario energético típico?
- ¿Cuál es el impacto de la introducción del almacenamiento de energía en términos de cobertura de la demanda de energía y aumento del costo de la energía despachable?
En cuanto al almacenamiento de energía solar, los acumuladores electroquímicos parecen no ser rentables cuando la capacidad de almacenamiento es superior a 3 horas, mientras que la Energía Solar Concentrada (CSP, por sus siglas en inglés) con almacenamiento de energía térmica se espera que sea más competitiva para la producción de energía base o despachable durante más de 3 horas, ya que el almacenamiento de energía térmica puede alcanzar eficazmente una capacidad de almacenamiento de hasta 16 horas o más (Schöniger et al., 2021, Feldman et al., 2016).
El crecimiento de la CSP fue inicialmente obstaculizado por los costos de instalación fijos relativamente altos para las plantas de CSP, mientras que la PV se impulsó en gran medida mediante incentivos para microinstalaciones domésticas, una política claramente inviable para las plantas de CSP térmicas. Sin embargo, las tecnologías de CSP ofrecen varias ventajas para la producción de energía despachable a gran escala, al tiempo que brindan soluciones confiables para el almacenamiento de energía durante todo el día (IRENA, 2016, IRENA, 2018, Feldman et al., 2016).
Las dos tecnologías solares (PV y CSP) no compiten entre sí, sino que pueden integrarse de manera adecuada en un sistema de energía para aprovechar al máximo las diferentes características que ofrecen las dos opciones: un suministro de energía de bajo costo producido directamente por la PV durante las horas del día con mayor radiación solar, y la producción de energía despachable para carga base producida por la CSP (con almacenamiento de energía térmica). Así, por un lado, en comparación con un sistema solo de PV, la integración de las dos tecnologías puede ser ventajosa ya que el almacenamiento de la CSP puede cubrir de manera flexible la brecha entre la demanda de energía y la oferta de energía solar primaria en períodos nublados o durante la noche. Por otro lado, en comparación con un sistema solo de CSP, la integración CSP-PV permite la producción de energía durante el día a un costo inferior que la CSP, al tiempo que aprovecha la radiación difusa también.
Beneficios de la integración de CSP-PV
El potencial de las plantas híbridas CSP-PV en diferentes configuraciones y tecnologías ha sido abordado recientemente por varios autores (Platzer, 2014, Green et al., 2015, Platzer, 2016, Starke et al., 2016, Pan and Dinter, 2017), considerando diferentes tecnologías de CSP (troughs parabólicos, Fresnel lineal, torres solares) combinadas con diferentes opciones de PV (ángulo fijo, placa plana o PV concentrada, etc.). Estos estudios demuestran las ventajas de los sistemas híbridos CSP-PV, en comparación con las plantas CSP o PV independientes, en términos de reducción del Costo Nivelado de la Electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés) y aumento del factor de capacidad. Los análisis tecnoeconómicos mencionados se basan en plantas de CSP equipadas con almacenamiento de energía térmica y plantas de PV que funcionan de forma independiente, y su integración se optimiza para cubrir una carga de energía constante. Además de los sistemas híbridos CSP-PV no compactos, en los cuales los dos campos solares son independientes, también se han propuesto sistemas CSP-PV compactos (por ejemplo, ver Vossier et al., 2018, Ziyati et al., 2021), en los cuales tanto la tecnología PV como la CSP están integradas en un solo sistema.
Algunos estudios también proponen la integración de baterías en sistemas híbridos CSP-PV para almacenar cualquier exceso de energía solar fotovoltaica producida. Sin embargo, como se mencionó anteriormente, la utilización de baterías eléctricas con gran capacidad de almacenamiento resulta cuestionable para plantas a gran escala debido a restricciones de costo (Feldman et al., 2016, Zurita et al., 2018), aunque puede ser beneficioso en sistemas híbridos CSP-PV a pequeña escala en el rango de megavatios (Petrollese and Cocco, 2016). Por otro lado, el uso del sistema de almacenamiento de energía térmica de la planta CSP para almacenar cualquier exceso de electricidad del sistema PV resulta atractivo debido a su impacto limitado en los costos de inversión totales de la planta. Esta aproximación se ha propuesto recientemente en una estrategia de producción constante (Zhai et al., 2017), mostrando ventajas de la interacción entre el campo CSP y el campo PV a través del almacenamiento de energía térmica.
Esquema de integración CSP-PV
En este artículo se presenta un nuevo esquema de integración CSP-PV no compacto que consiste en dos campos solares diferentes (PV y CSP) con un sistema de almacenamiento de energía térmica común. Se implementa un análisis tecnoeconómico de la planta híbrida CSP-PV en casos de estudio típicos donde la carga de la red eléctrica es variable y/o la ubicación de referencia de la planta no es un entorno desértico típico (como se menciona en los estudios mencionados anteriormente).
Durante el día, el campo PV produce electricidad de bajo costo y la alimenta directamente a la red eléctrica según el perfil de radiación solar disponible. Al mismo tiempo, durante las horas diurnas con una Irradiancia Directa Normal (DNI, por sus siglas en inglés) satisfactoria, el campo CSP transfiere el calor solar capturado al sistema de almacenamiento de energía térmica que permite desacoplar el funcionamiento del ciclo termoeléctrico del Bloque de Potencia (BP) de la tasa de DNI. El Bloque de Potencia de la planta CSP puede funcionar de manera flexible entre una potencia mínima y una potencia máxima. Cuando la producción de PV no es suficiente para satisfacer la demanda eléctrica, el Bloque de Potencia se ajusta para cubrir la brecha entre la demanda de energía y la producción de PV. Durante la noche, la demanda eléctrica se cubre completamente mediante el BP utilizando la energía térmica almacenada durante el día.
Es posible que durante el día ocurra que la producción del campo PV solo (más el BP a su potencia mínima) supere la demanda de energía eléctrica de la red. En este caso, el Bloque de Potencia de la planta CSP se establece en su tasa mínima y cualquier exceso de producción de electricidad se convertirá en energía térmica y se transferirá al sistema de almacenamiento de energía térmica de la planta CSP. Esta elección claramente no es óptima, pero puede ser beneficiosa para la gestión de la red eléctrica principal (los picos de producción fuertes no se envían directamente a la red principal) y permitirá el crecimiento de comunidades energéticas no conectadas a la red eléctrica principal (por ejemplo, para pequeñas islas u otras ubicaciones aisladas).
Se pueden presentar dos casos críticos en la gestión de la planta CSP: el almacenamiento puede estar vacío o completamente lleno. Cuando el sistema de almacenamiento de energía térmica está vacío, el Bloque de Potencia debe apagarse; si la producción de PV no es suficiente para abastecer la carga requerida, la energía faltante debe ser recuperada de fuentes de respaldo disponibles (por ejemplo, con un respaldo de combustibles fósiles o biomasa, o a través de la red principal cuando haya una conexión disponible); el Bloque de Potencia no se encenderá hasta que el almacenamiento alcance un cierto nivel que garantice al menos algunas horas de producción continua de energía. Cuando el sistema de almacenamiento de energía térmica está completamente lleno (a su capacidad máxima), cualquier energía solar adicional disponible (proveniente del campo CSP o del exceso de energía PV) se desperdiciará (en la práctica, es probable que gran parte de esta producción se evite por completo mediante la desenfocación de los colectores CSP).
Análisis tecnoeconómico de la planta híbrida CSP-PV
En este artículo, se presenta y discute una simulación detallada de esta estrategia de integración, obteniendo una estimación de la fracción de carga eléctrica que se puede suministrar anualmente mediante energía solar y del costo de despachabilidad de la energía, es decir, el costo adicional que se debe pagar para aumentar la fracción solar en comparación con una instalación estándar solo de PV. En la Sección 2, se explica en detalle el esquema de funcionamiento de los dos campos solares integrados y la metodología aplicada para el estudio de simulación. Se ilustrarán dos casos de interés práctico para simulaciones posteriores: una carga eléctrica correspondiente a la carga eléctrica media de Italia, con la irradiación de una ubicación mediterránea (Sicilia) como fuente principal, y una carga constante típica de un complejo industrial ubicado en un área sub-sahariana (Burkina Faso), con la irradiación estimada de una ciudad de la región (Kaya). Se presentará brevemente un modelo de costo para obtener el LCOE. En la Sección 3, se presentarán y discutirán los resultados para los dos casos, con un estudio paramétrico de la producción de energía solar y de su LCOE en función de las dos áreas de los campos PV y CSP. Los resultados se compararán con la producción total y el LCOE de una planta solo de PV. Se discutirán en detalle dos configuraciones seleccionadas y se utilizarán para calcular el costo adicional de la energía que pueden suministrar en comparación con una planta solo de PV, obteniendo así una estimación del costo de despachabilidad de la energía solar.