La demanda de energía mundial requerirá muy pronto de megavatios, sino gigavatios solares. ¿Cómo podremos lograr tal magnitud de energía del sol y en tan corto plazo?

Existen hoy en día dos grandes recursos técnicos que pueden lograr esta meta: El sistema FOTOVOLTAICO, FV y el sistema TERMOSOLAR, TS
La Fotovoltaica ya ha conquistado el sol, mientras que la Termosolar se encuentra en sus inicios y recién va en camino de la conquista del sol.
Este artículo pretende comparar ambos sistemas en varios aspectos, tales como:

• Costos de producción
• Superficie ocupada
• Personal necesarios
• Radiación
• Generador / Transformador
• Agua necesaria

Para el caso de las instalaciones Fotovoltaicas, tomaremos como ejemplo, dentro de los actuales grandes emprendimientos, la instalación fotovoltaica más grande del mundo al momento, el parque fotovoltaico de Beneixama, Municipio de la Comunidad Valenciana, Provincia de Alicante, España y para el caso de las termosolares tomaremos como ejemplo la central Termosolar “Andasol 1”, próxima a Granada, España.

Vista de las Centrales TS “ANDASOL 1 y 2	Vista parcial de la central FV “Beneixama”

Vista parcial de los parabólicos en ANDASOL 1

Si bien ambas centrales están unidas entre sí por el hecho de que ambas pueden convertir Energía Solar ES en Energía Eléctrica EE en magnitud, se diferencian fundamentalmente por su origen, por su evolución en el mercado y por la forma en que generan la EE.
La problemática es saber cuáles de ambos sistemas dispone de las mejores probabilidades de ganar la batalla.
Para ello debemos decir que cada una de ellos tiene sus propias cualidades específicas; que no siempre es posible evaluar cuales son más valiosas. En principio, el mercado ha demostrado que la FV tendría más éxito al ser más fáciles de proyectar, de construir y de ampliar. Esto lo demuestra la docena de parques solares FV de megavatios de potencia en España y otros países en el mundo.
No es significativo el hecho de que las instalaciones FV provean de energía en función de cómo luce el sol y de que su energía sea claramente más cara que la de su competencia. La TS puede regular el suministro de energía muy bien, pero su uso no se ha extendido aún porque solo es posible en grandes dimensiones y con gran inversión de capital, lo que aumenta el riesgo empresario, los costos y la complejidad. Su planificación es gigantesca y los inversores cuestionan esta circunstancia. Por otro lado, en España, la prima por inyección de EE al sistema aporta más beneficios a las FV que a las TS. No solo por ello la TS la tiene más difícil que su hermana FV, es complicado para los inversores su adquisición, ya que actualmente son dos los únicos fabricantes  capaces de producir los tubos colectores que transportan la energía solar concentrada mediante un aceite para convertirla en vapor. Sería como si en el mundo solo hubiese dos fabricantes de celdas FV. No obstante parece que el futuro de las instalaciones TS será tan positivo como lo es en el presente la FV.

El factor costos en las instalaciones fotovoltaicas y termosolares
Los costos de instalación de las grandes centrales solares, FV y TS, muestran, a primera vista, bastante similitud. En ambas para un kilovatio de potencia instalado, los costos de inversión ascienden entre 3.200 y 6.000 Euros, siempre en función del emplazamiento y los equipos. Relacionando estos costos de inversión con la energía generada anualmente en  MWh/año, la producción TS resulta más favorable. La central TS “Andasol 1” requirió 1.670 Euros para lograr la capacidad de producción  de 1 MWh/año. En la central FV de “Beneixama” en cambio se requirió unos 4.000 Euros.
Con respecto a la construcción de una planta TS, el aporte de capital parte de no menos de 300 millones de Euros y es donde empieza a ser interesante desde el punto de vista económico. Por otro lado la financiación debe estar asegurada desde el vamos. En cambio para las instalaciones FV es muy distinto, dado que un proyecto puede ser seccionado en etapas  y con financiamiento progresivo; lo que hace más interesante para los pequeños inversores.
No obstante, las instalaciones TS atraen a los inversores en España dado el valor de la remuneración estatal que alcanza los 32 céntimos de Euro según el nuevo Real Decreto 157/2008. En EE.UU es algo diferente. La central TS “Solar One” en Nevada, vende actualmente su energía a u$s 0,17 el kWh. Con los actuales precios de las instalaciones, los costos para  la energía  FV en California ascienden a unos u$s 0,30 el kWh.
El futuro del mercado predice una baja de los costos en ambos sistemas. Desde el punto de vista actual resulta casi impredecible que los sistemas FV puedan producir EE tan barata como la TS. El volumen actual de producción de sistema FV es 20 veces superior a los sistema TS y se prevé en los próximos 12 meses el aumento de la capacidad instalada TS se multiplicara por siete, lógicamente acompañada por aumentos en los sistemas FV.
Debemos tener en cuenta que la energía proveniente de sistemas TS se conectan directamente a líneas de alta tensión y debe recorrer la misma distancia que la electricidad gris y por lo tanto requiere costos de transporte. En los sistemas FV se conectan directamente a la Red de BT y pueden competir con los sistemas tradicionales.

Superficie necesaria
Tomando como ejemplo nuevamente la central TS “Andasol 1”, Granada, España. Esta ocupa una superficie de dos kilómetros cuadrados, equivalente a 280 campos de futbol. En cambio el campo FV de “Beneixama”  solo ocupa medio kilómetro cuadrado.
Analicemos ahora los valores relativos de cada uno. La instalación FV produce en su espacio 30 gigavatios-hora-año, en cambio la central TS alcanza los 180 gigavatios-hora-año. En condiciones similares de radiación solar, la central TS necesita una superficie de 11m2 para generar un megavatio-hora año, mientras que la FV requiere 17m2. Debemos atender al rendimiento de los módulos FV empleados en Beneixama. Se ha empleado módulos con un rendimiento del 12,17%. Si se hubiese empleado módulos de mayos rendimiento, lógicamente la superficie sería menor y podría equipararse a la TS. Por otro lado la TS requiere indefectiblemente superficie plana, en cambio la FV puede ser instalada en laderas, zonas montañosas ó onduladas.

Del personal
Tomando nuevamente como ejemplo la planta de Beneixama, España, normalmente no se requiere personal alguno en las instalaciones FV. Solo un personal autorizado tiene las llaves de acceso a las salas técnicas. Todo es controlado a distancia desde una sala de control ubicada a unos kilómetros de distancia y supervisa también el funcionamiento de la central FV. El necesario personal de mantenimiento puede llegar a la planta en solo 15 min., si hubiese algún desperfecto. Solo dos veces al año se limpian los 100.000 módulos solares. El resto del tiempo no requiere mantenimiento. De la misma manera lo hacen los 200 inversores centrales. En general son solo cuatro operarios los necesarios para operar la planta de 20 MW (Christof Legaly – Director de Investigación y Desarrollo de City-Solar Ag, firma constructora de la planta). Su trabajo y el servicio cuestan cerca de 0,5 céntimos de Euro por kWh generado.
La central de ANDASOL1 tiene un plantel de 40 personas que realzan trabajos de supervisión y regulación en la sala de control. Esta planta se opera como una central térmica normal: se deben evaluar las previsiones meteorológicas, crear reserva de calor y mantener permanente contacto con el operador de la Red de AT a la cual está conectada la central. Otro personal se ocupa del mantenimiento del sistema de seguimiento solar. Los tubos parabólicos se limpian cada dos semanas con agua desmineralizada, a fin de evitar que los espejos concentradores dispersen la luz incidente en cualquier dirección, lo cual baja el rendimiento de la instalación. Los costos así planteados ascienden a 5 céntimos de Euro por cada kWh generado que incluye no solo el mantenimiento sino también el costo del agua de refrigeración, que es bastante elevado. Se prevé que este costo puede reducirse en un futuro a solo 2 céntimos para centrales mayores a 250 MW.

Radiación, una decisión en la cual el entorno cuenta
Aire libre de polvo y cielo despejado son factores fundamentales para el funcionamiento eficiente de las centrales TS. La radiación no difusa provocada por polvo en suspensión ó cielo nublado es un factor totalmente negativo para el funcionamiento de las centrales TS. Esto es necesario también para los módulos FV de concentración, pero no así para las FV con módulos cristalinos de capa delgada. “No las construiría jamás en América Central y del Sur”, afirma Volker Quaschning de la Escuela Universitaria  de Economía y Tecnología de Berlín, quien investigó largamente la plataforma solar de Almería – España y quien conoce también muy bien la FV.
(Nota del Autor: No comparto esta opinión ya que Argentina en general y Córdoba en particular cuenta con enormes lugares con excelente transparencia estelar, libre de polvo y humedad).
Es fundamental el conocimiento preciso de la situación de la radiación del lugar antes de construir una central TS. Normalmente los datos meteorológicos no son suficientemente exactos. Todos los parámetros de radiación del proyecto de la central “Andasol 1” en España, se han realizado desde el año 2000, época en la que poca gente podía imaginar las grandes centrales FV.
 
Un productor eléctrico aquí y muchos allá
En toda instalación solar para la generación de EE tenemos fundamentalmente dos elementos:
                      Los absorbedores de la ES (Energía Solar)
                      Los generadores de EE
Desde el punto de vista de los sistemas tratados tenemos que, en las instalaciones FV, los elementos generadores de EE son al mismo tiempo los absorbedores de la radiación solar y conforman una unidad: “la célula solar FV”.
En una central TS ambos elementos están divididos en “receptor, generador de vapor” y una combinación de “turbina y generador” distante del primer grupo.
La capacidad de almacenamiento de ES captada en las instalaciones FV se realiza por medio de baterías  de “redox de vanadio” (Ver Nota 1) a un costo de varios centenares de euros por kilovatio hora de capacidad de almacenamiento. Además si estas tienen una vida útil de 20 años, los costos pueden ser de alrededor de 7 céntimos por kWh, valor que se incrementa proporcionalmente si la vida útil de las baterías se reduce.
En las centrales TS es totalmente diferente. Los costos de producción disminuyen cuanto más kWh de calor se almacenan para  la noche. “Cuando un acumulador alcanza cierto tamaño puede que tenga menos costos” a decir del Volker Quasching, experto en energía TS. Esto se basa en que no hace falta incrementar la inversión en el generador de vapor, turbinas y generadores eléctricos, los componentes más caros del conjunto, cuando el campo de colectores solares se amplia de manera que podamos aumentar la capacidad de acumulación de ES. Por ejemplo, “Andasol 1” dispone de un acumulador de sales fundidas con una capacidad para 7,5 hrs de servicio a plena carga y ocupa por cada kilovatio de potencia el doble de espacio que la Central “Solar One” de Nevada - EE.UU, que aún no cuenta con acumulador.
Si comparamos los costos de inversión en ambos sistemas para la producción de EE de 1 MWh-año, se trataría prácticamente igual para ambos sistemas y es de alrededor de 1600 euros. Esto dice que el costo del acumulador no es significativo en el cálculo de costos, produciendo EE independientemente de la radiación solar RS. Las centrales TS permiten establecer planes de servicio y la puesta a disposición de EE de reserva. Estas centrales son, sin embrago, rentables a partir de una cierta inversión y consumen energía antes de generarla. Se requiere cerca de un 10% de la potencia para mover el aceite a lo largo de varios kilómetros de tuberías que recogen el calor solar. Además una central TS de 50 MW es poco rentable por los costos de capital y si la potencia se incrementa demasiado, por ejemplo más de 250 MW, necesita mucha superficie y las tuberías serían demasiado extensas con una elevada perdida de rendimiento.

Nota 1: Después de VRB Power System, la Firma Austriaca Celistrom GmbH ofrece baterías de “redox de vanadio”, denominadas baterías de flujo, con una vida mucho más larga que una batería de plomo y con una configuración parecida al proceso de las pilas de combustible, donde el generador de corriente eléctrica está separado de acumulador de energía y donde la capacidad de los tanques determina la capacidad máxima de la batería de flujo. No obstante, para el caso de abastecimientos de EE sin interrupciones, hospitales y centros de procesamiento de datos, las baterías de plomo son todavía las más usadas. Estas lo hacen muy bien y a mitad de precio. VRB, para sus baterías de redox de vanadio, cobra unos 455 euros a 525 euros por kilovatio hora de capacidad.

Del agua
Las centrales TS requieren una enorme cantidad de agua mientras que las instalaciones FV solo necesitan agua para su limpieza. Por otro lado es paradójica la relación entre las centrales TS y el agua. Por un lado necesitan parajes donde no llueva o llueva poco y por otro lado requieren de una enorme cantidad de agua de refrigeración para su funcionamiento. Requieren entre 4500 y 5500 l de agua por cada megavatio hora de EE generada. La central “Andasol 1” precisa 850.000 m3 de agua al año lo que equivale a un consumo de 400 litros por año y metro cuadrado  de superficie de la central; es aproximadamente la misma cantidad que se requiere para regar una plantación de trigo. Este valor coincide aproximadamente con la cantidad de lluvia anual en Granada, lugar donde está ubicada la central. La TS “Solar One” en  el desierto de Nevada tiene un consumo anual de 625 litros por metro cuadrado de superficie utilizada, lo que supera con creces la cantidad de lluvia del lugar. La posibilidad de usar aire para la refrigeración de las centrales TS empeoraría el rendimiento, que puede pasar del 16% con agua al 13 ó 14% con aire. De este modo  la necesidad de grandes cantidades de agua limita la instalación de centrales TS, que por otro lado y contrariamente requieren preferentemente zonas desérticas.

(Datos y Conceptos extractados de artículos publicado en la revista PHOTON, 11/2008 e investigaciones propias)

Ing. Guillermo Scholtis
ws@ccid.com.ar
wscholtis@ciec.com.ar

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