El LCOE promedio ponderado global de la energía termosolar concentrada (CSP) cayó de un 591% más que la opción de combustible fósil más barata en 2010 a un 71% más en 2022. El despliegue de la energía termosolar concentrada (CSP) sigue siendo decepcionante, con menos de 0,1 GW agregados en 2022 y una capacidad acumulada global de 6,5 GW a finales de 2022.
Durante el período 2010 a 2022, el coste medio ponderado global de los proyectos de termosolar CSP recién encargados cayó de 0,38 USD/kWh a 0,118 USD/kWh, una disminución del 69 %. El LCOE de la CSP cayó rápidamente entre 2010 y 2020, a pesar de la volatilidad anual. Sin embargo, desde 2020, la puesta en marcha de proyectos que se retrasaron o incluyeron diseños novedosos ha provocado un estancamiento del coste medio ponderado mundial de la electricidad procedente de esta tecnología. La CSP se beneficiaría de un apoyo político adicional, dadas las impresionantes reducciones de costes que ha logrado con solo 6,5 GW de implementación acumulada.
Sin embargo, aunque el LCOE es una métrica útil para una comparación de primer orden de la competitividad de los proyectos, es un indicador estático que no tiene en cuenta las interacciones entre los generadores en el mercado. El LCOE tampoco tiene en cuenta que el perfil de generación de una tecnología hace que su valor pueda ser superior o inferior al precio medio del mercado. Por ejemplo, la termosolar CSP con almacenamiento de energía térmica tiene la flexibilidad de apuntar a la producción durante períodos de alto coste en el mercado eléctrico, independientemente de si brilla el sol, mientras que el valor de la energía solar fotovoltaica a mitad del día a menudo disminuye con altas tasas de penetración (aunque, no de manera uniforme a lo largo del año).
La LCOE tampoco tiene en cuenta otras fuentes potenciales de ingresos o costes. Por ejemplo, en algunos mercados, la energía hidroeléctrica y la termosolar con almacenamiento podrían generar ingresos significativos al proporcionar servicios auxiliares de red. Este no suele ser el caso de las tecnologías renovables variables independientes; sin embargo, las innovaciones tecnológicas en curso para las tecnologías solar y eólica las están haciendo más amigables con la red. Las plantas de energía híbridas, con almacenamiento u otras tecnologías de generación de energía renovable, junto con la creación de plantas de energía virtuales que combinan tecnologías de generación y/u otros recursos del sistema energético, pueden transformar la naturaleza de las tecnologías renovables variables.
La capacidad de termosolar se expandió en 125 MW en 2022, continuando una tendencia de modestas nuevas incorporaciones de capacidad. Solo se puso en funcionamiento una planta de termosolar en 2021 y dos el año anterior. Con una implementación limitada, los cambios de costes de un año a otro siguen siendo volátiles. Teniendo en cuenta esta advertencia, el coste promedio de la electricidad de los 125 MW agregados en 2022 fue de alrededor de USD 0,118/kWh, o un 2% menos que en 2021.
El despliegue de termosolar sigue siendo decepcionante, con menos de 0,1 GW añadidos en 2022 y una capacidad acumulada global de 6,5 GW a finales de 2022. Para el período de 2010 a 2022, el coste medio ponderado global de los nuevos proyectos puestos en marcha cayó de 0,38 USD/kWh a 0,118 USD/kWh: una caída del 69%. A pesar de la baja tasa de implementación, las reducciones de costes fueron claramente visibles entre 2010 y 2020, a pesar de la volatilidad. Sin embargo, desde 2020, la puesta en marcha de proyectos que se retrasaron o incluyeron diseños novedosos ha provocado un estancamiento del coste medio ponderado mundial de la electricidad.
Sin embargo, la reducción mencionada anteriormente en el coste de la electricidad procedente de CSP, que la ha colocado en el rango de costo medio a bajo de nueva capacidad procedente de combustibles fósiles en 2022, según el país, sigue siendo un logro notable. Sin embargo, la capacidad global acumulada de CSP es 161 veces menor que la capacidad de energía solar fotovoltaica instalada a finales de 2022. La disminución en el LCOE promedio ponderado global de los proyectos de termo recientemente puestos en servicio se ha visto impulsada por reducciones en los costos totales instalados y mejoras tecnológicas, cadenas de suministro más competitivas y costes de operación y mantenimiento reducidos. Las mejoras en la tecnología que han visto aumentar significativamente el nivel económico de almacenamiento también han influido en el aumento de los factores de capacidad.
Con solo un puñado de proyectos encargados cada año en los últimos años, las tendencias en el coste total instalado promedio ponderado global de los proyectos CSP han sido volátiles. En 2021, la planta chilena de CSP, Cerro Dominador, estaba muy retrasada y tenía costos instalados totales de USD 9 728/kW, lo que la colocaba más en línea con los proyectos desarrollados entre 2010 y 2015. La disponibilidad de datos de costes para 2022 es relativamente pobre, pero en general, se estimó que el coste total instalado promedio ponderado global en 2022 sería del orden de 5.836 USD/kW, con un grado de incertidumbre mayor de lo normal. El factor de capacidad promedio ponderado global de los proyectos recientemente encargados disminuyó del 80% en 2021, impulsado por las 17,5 horas de almacenamiento del proyecto Cerro Dominador, al 51% en 2022, en línea con un recurso más pobre y alrededor de 9 horas de almacenamiento en promedio.
En CSP, la tasa de aprendizaje LCOE se estimó en 36,7%, el doble de la tasa de aprendizaje para los costos totales de instalación dadas las mejoras tecnológicas que hicieron que los costos de almacenamiento de energía térmica cayeran y dieron como resultado que ahora entre 9 y 15 horas sea el óptimo económico, dependiendo de la calidad del recurso y circunstancias del mercado, lo que ha elevado los factores de capacidad.
Cerro Dominador, en Maria Elena, Chile Junio 8, 2021. REUTERS/Ivan Alvarado – RC2IWN9BCZC8
Entre 2010 y 2022, el coste nivelado promedio ponderado de la electricidad (LCOE) global de las plantas de energía solar de concentración (CSP) cayó un 69%, de 0,380 USD/kilovatio hora (kWh) a 0,118 USD/kWh. Sin embargo, solo se ha puesto en funcionamiento una planta en 2021 y 2022, por lo que estos años no son necesariamente representativos.
Entre 2010 y 2020, la disminución en el LCOE promedio ponderado global se debió principalmente a reducciones en los costes totales instalados (hasta un 64%), mayores factores de capacidad (hasta un 17%), menores costes de operaciones y mantenimiento (O&M) (hasta un 10%) y una reducción del coste medio ponderado del capital (-9%).
Entre 2010 y 2020, los costes totales medios instalados de la CSP a nivel mundial se redujeron a la mitad, hasta 5.079 USD/kilovatio (kW). Esto se logró en un entorno donde las capacidades de almacenamiento de energía del proyecto aumentaban continuamente.
Sin embargo, durante 2021, los costos totales instalados aumentaron a USD 9.728/kW, solo un 4 % menos que en 2010. Esto reflejó el hecho de que solo un proyecto entró en funcionamiento en 2021: un centro de CSP chileno con 17,5 horas de almacenamiento. En 2022, en otro mercado muy reducido también se puso en marcha un solo proyecto, esta vez en China. Sin embargo, los costes totales instalados de ese proyecto fueron un 56% más bajos que el valor de 2021, a 4.274 USD/kW. Esto también representó una disminución de costos del 58% en comparación con 2010.
El factor de capacidad promedio ponderado global de las plantas CSP recientemente puestas en servicio aumentó del 30% en 2010 al 42% en 2020, a medida que la tecnología mejoró, los costes de almacenamiento de energía térmica disminuyeron y el número promedio de horas de almacenamiento para los proyectos encargados aumentó. El excelente recurso solar en la ubicación del proyecto CSP Cerro Dominador significó un valor del factor de capacidad muy alto para 2021, del 80%. Se estimó que el valor para 2022 sería del 36%.
Los sistemas CSP funcionan mejor y son más económicos en áreas con una alta irradiancia normal directa (DNI), es decir, por encima de 2.000 kWh/metro cuadrado (m2)/año, pero aún pueden funcionar a valores más bajos. Los sistemas CSP utilizan espejos para concentrar los rayos del sol y generar calor, y la mayoría de los sistemas contemporáneos luego transfieren ese calor a un medio de transferencia de calor, generalmente un aceite térmico o una sal fundida. Luego se genera electricidad mediante un ciclo termodinámico. Podría ser, por ejemplo, uno que utilice el fluido de transferencia de calor para crear vapor y luego generar electricidad, como en las centrales térmicas convencionales de ciclo Rankine. Lo más común es que se utilice un sistema de almacenamiento de sales fundidas de dos tanques, pero los diseños varían.
Hoy en día, las plantas de CSP también incluyen casi exclusivamente sistemas de almacenamiento térmico de bajo coste y larga duración. Esto proporciona a la CSP una mayor flexibilidad en el despacho y la capacidad de orientar la producción a períodos de alto coste en el mercado eléctrico. De hecho, este también suele ser el camino hacia la electricidad de menor coste y mayor valor, porque el almacenamiento de energía térmica es ahora una forma rentable de aumentar los factores de capacidad de la CSP.
Es posible clasificar los sistemas CSP según el mecanismo por el cual los colectores solares concentran la irradiación solar. Dichos sistemas son de “concentración lineal” o de “concentración puntual”, y estos términos se refieren a la disposición de los espejos concentradores.
Hoy en día, la mayoría de los proyectos de CSP utilizan sistemas de concentración en línea llamados colectores cilindroparabólicos (PTC). Normalmente, los PTC individuales constan de una estructura de soporte con una línea individual que enfoca espejos curvos, un tubo receptor de calor y una base con pilones. Los colectores concentran la radiación solar a lo largo del tubo receptor de calor (también conocido como absorbente), que es un componente térmicamente eficiente colocado en la línea focal del colector. Muchos PTC están conectados tradicionalmente en «bucles» a través de los cuales circula el medio de transferencia de calor y que ayudan a lograr escala.
Los sistemas de concentración en línea se basan en seguidores de un solo eje para mantener la absorción de energía durante todo el día, aumentando el rendimiento al generar ángulos de incidencia favorables de los rayos del sol en el área de apertura del colector.
Las configuraciones específicas de PTC deben tener en cuenta los recursos solares en la ubicación y las características técnicas de los concentradores y fluido caloportador. Ese fluido pasa a través de un sistema de intercambio de calor para producir vapor sobrecalentado, que impulsa una turbina de ciclo Rankine convencional para generar electricidad.
Otro tipo de planta CSP de enfoque lineal, aunque mucho menos común, utiliza colectores Fresnel. Este tipo de planta se basa en una serie de espejos casi planos que concentran los rayos del sol en un receptor lineal elevado sobre la serie de espejos. A diferencia de los sistemas cilindroparabólicos, en los sistemas de colectores Fresnel los receptores no están unidos a los colectores, sino que se encuentran en una posición fija a varios metros por encima del campo de espejos primarios.
Las torres solares (ST), a veces conocidas como “torres de energía”, son la tecnología CSP de enfoque puntual más implementada, aunque dichos sistemas representaban solo alrededor de una quinta parte del despliegue total de CSP a finales de 2020. En los sistemas ST, miles de helióstatos están dispuestos en un patrón circular o semicircular alrededor de una gran torre receptora central para redirigir los rayos del sol hacia ella.
Cada helióstato se controla individualmente para seguir el sol, orientándose constantemente en dos ejes para optimizar la concentración de la irradiación solar en el receptor, que se encuentra en lo alto de una torre. El receptor central absorbe el calor a través de un medio de transferencia de calor, que lo convierte en electricidad, normalmente mediante un ciclo termodinámico de agua y vapor. Sin embargo, algunos diseños de torre eliminan el medio de transferencia de calor y el vapor se genera directamente en el receptor.
Las torres pueden alcanzar factores de concentración solar muy altos (por encima de 1.000 soles) y, por tanto, funcionar a temperaturas más altas que los PTC. Esto puede dar una ventaja a los sistemas de torre, ya que temperaturas de funcionamiento más altas dan como resultado mayores eficiencias con el ciclo de vapor y el bloque de energía. Las temperaturas más altas del receptor también desbloquean mayores densidades de almacenamiento dentro de los tanques de sales fundidas, impulsadas por una mayor diferencia de temperatura entre los tanques de almacenamiento fríos y calientes. Ambos factores reducen los costes de generación y permiten factores de capacidad más altos. Por este motivo, y por el hecho de que representan la mayoría de los nuevos proyectos anunciados en China, su cuota puede crecer en los próximos años.
A nivel mundial, la capacidad instalada acumulada de CSP se multiplicó por poco más de cinco entre 2010 y 2020, alcanzando alrededor de 6,5 gigavatios (GW) al final de ese período. Desglosando los últimos cinco años, después de una actividad modesta en 2016 y 2017 (con adiciones anuales que rondan los 100 megavatios (MW) por año), el mercado global de termosolar creció en 2018 y 2019. En esos años, un número cada vez mayor de proyectos entró en funcionamiento en China, Marruecos y Sudáfrica. Sin embargo, en comparación con otras tecnologías de generación de energía renovable, las nuevas incorporaciones de capacidad en general se mantuvieron relativamente bajas, 860 MW por año en 2018 y 550 MW en 2019. En 2020, solo se pusieron en servicio 150 MW a nivel mundial, y todo esto entró en funcionamiento en China. Las esperanzas de crecimiento para 2021 no se materializaron, aunque durante ese año se pusieron en funcionamiento 110 MW (todos del proyecto Cerro Dominador) en Chile. Al mismo tiempo, se retiraron alrededor de 265 MW de la planta de Sistemas de Generación de Energía Solar (SEGS) en Estados Unidos, en funcionamiento desde finales de los años 1980. Después de un despliegue limitado en 2022, la capacidad instalada global acumulada de CSP a finales de 2022 era de alrededor de 6,5 GW.
Sin embargo, el sector sigue siendo dinámico. Los planes de China para ampliar la tecnología a nivel nacional podrían dar un impulso a la industria termosolar y llevar el despliegue a nuevos niveles. Sin embargo, el progreso en la política de China de construir varias plantas a escala comercial para ampliar una variedad de soluciones tecnológicas, desarrollar cadenas de suministro y adquirir experiencia operativa ha resultado ser más desafiante de lo previsto. Los desarrolladores han tenido dificultades y algunos proyectos se han retrasado. Algunos han encontrado nuevos desarrolladores, mientras que otros parecen poco probables de completarse.
Las perspectivas para 2023 son algo más brillantes, ya que el segmento de torres Noor Energy 1/DEWA IV – 100 MW en los Emiratos Árabes Unidos ya está operativo comercialmente desde febrero de 2023. Sigue siendo alta la posibilidad de que entre en funcionamiento nueva capacidad también en China. En 2022, España lanzó una subasta que incluía 200 MW de capacidad de CSP, pero la subasta no tuvo éxito porque las ofertas eran superiores al precio máximo permitido, en parte debido a la falta de indexación a la inflación. La cartera de proyectos de CSP incluye un proyecto de torre solar de 100 MW con 12 horas de almacenamiento que se espera que entre en funcionamiento en 2024 en Sudáfrica. El Ministerio de Recursos Minerales, Tecnología Verde y Seguridad Energética de Botswana ha iniciado un proceso de precalificación para participar en una licitación de CSP de 200 MW, mientras que Namibia ha anunciado planes para lanzar una licitación de CSP en 2022 para entre 50 MW y 130 MW de capacidad de CSP. Además de esto, está previsto que un proyecto de 300 MW entre en funcionamiento en 2025 en Qinghai, China.
Los Planes Nacionales de Energía y Clima (PNEC) de algunos estados miembros de la UE dan una indicación del desarrollo potencial de la cartera de proyectos de CSP en el futuro. Por ejemplo, España planea añadir 5 GW e Italia 880 MW de nueva capacidad de CSP para 2030.138
COSTOS TOTALES INSTALADOS
En los primeros años del desarrollo de plantas CSP, agregar almacenamiento de energía térmica a menudo era antieconómico y generalmente injustificado, por lo que su uso era limitado. Sin embargo, desde 2015 apenas se han construido o planificado proyectos sin almacenamiento de energía térmica. Agregar esto es ahora una forma rentable de aumentar los factores de capacidad, al mismo tiempo que contribuye a un LCOE más bajo y una mayor flexibilidad en el despacho durante el transcurso del día.
La capacidad promedio de almacenamiento térmico de las plantas termosolares en la Base de Datos de Costes de Renovables de IRENA aumentó de 3,5 a 11 horas entre 2010 y 2020. El proyecto Cerro Dominador de 110 MW ST, puesto en marcha en 2021, ubicado en el desierto de Atacama en Chile, cuenta con una capacidad de almacenamiento de 17,5 horas. Durante 2022 la capacidad instalada en China promedió 9 horas de almacenamiento. Es probable que todos los nuevos proyectos de CSP desarrollados en todo el mundo incluyan almacenamiento térmico.
Los costos totales de instalación tanto para las plantas PTC como para ST están dominados por el coste de los componentes que componen el campo solar. Aunque los datos sobre el desglose del costo total instalado para 2010 se basan en análisis tecnoeconómicos ascendentes, los datos pueden combinarse con el coste instalado a nivel de proyecto de IRENA para comprender el costo total instalado desglosado en 2010-2011 y 2019-2020.
En 2010, el campo solar de una planta PTC costaba aproximadamente 4.503 USD/kW (44% del costo total instalado), pero en 2020, esta cifra había caído un 68% a 1.440 USD/kW (30% del costo total). ). Con una reducción tan dramática en los costos del campo solar, otras áreas de costes con caídas menores vieron aumentar su participación en los costes totales de instalación. La participación del bloque eléctrico, por ejemplo, aumentó del 15% en 2010 al 19% en 2020, a pesar de que su costo cayó un 40% durante el mismo período, de 1 499 USD/kW a 892 USD/kW. Este también fue el caso del sistema de fluidos caloportadores, que aumentó su participación del 9% al 11%, a pesar de que estos costes por kW cayeron un 47% durante el período 2010-2020, de 948 USD/kW a 503 USD/kW. Esto también ocurrió con el almacenamiento de energía térmica. La participación de ese componente en los costes totales instalados aumentó del 9% en 2010 al 15% en 2020, a pesar de que el coste en sí cayó de 873 dólares/kW a 706 dólares/kW. Al mismo tiempo, durante ese período, la participación en los costes del propietario aumentó del 5% al 9%, con un cambio en valor absoluto de USD 465/kW a USD 427/kW.
Durante el período 2010 a 2020, los costes del saldo de planta, ingeniería y contingencias de las plantas de PTC disminuyeron un 60%, 64% y 57% respectivamente. Como resultado, durante el mismo período, la participación del saldo de la planta en los costes totales instalados disminuyó de USD 626/kW (6% del total) a USD 252/kW (5%), mientras que los costos de ingeniería cayeron de USD 507/kW (5% del total) a USD 180/kW (4%). Una medida de hasta qué punto han caído los costes totales instalados promedio ponderados de las plantas de PTC es el hecho de que solo los costos del campo solar en 2010 fueron solo un 5% más bajos que el costo total instalado promedio ponderado en 2020.
Para las plantas ST, esta comparación es muy similar, ya que los costes del campo de helióstatos en 2010 fueron solo un 7% más bajos que el valor promedio ponderado del costo total instalado de ST en 2019. Durante esa década, la reducción en el coste del campo de helióstatos fue significativa, con costes cayendo un 70% entre 2011 y 2019, de 5.916 USD/kW a 1.768 USD/kW. Esto redujo la participación del campo en los costes totales de instalación del 31% al 28%. El coste del receptor cayó un 71% durante el período de 2011 a 2019, de 3. 069 USD/kW a 876 USD/kW, y la participación del receptor en los costos totales cayó del 16% al 14%. Sin embargo, el saldo de planta e ingeniería experimentó la mayor reducción, cayendo un 93% durante el mismo período, de 3001 USD/kW a 219 USD/kW. Esto hizo que la participación de este factor en los costes totales cayera del 16% a solo el 3%.
Los imprevistos siguen siendo un componente importante del costo general de las torres. Esto a pesar de que sus costes cayeron un 42% entre 2011 y 2019, de 1.520 USD/kW a 878 USD/kW. En 2019, los imprevistos por ST representaron el 14% de los costes totales. Para las plantas de PTC, los datos de 2020 sitúan esa proporción en el 8%. Las contingencias para las ST suelen ser mayores por kilovatio, ya que la experiencia con las ST sigue siendo relativamente limitada (aunque ha aumentado en los últimos años). Sin embargo, todavía existe mayor incertidumbre sobre la replicabilidad de los procesos de desarrollo y construcción de las torres que sobre las plantas de PTC. Estos últimos tienen una trayectoria comercial más larga y un número significativamente mayor de proyectos instalados. Esta también puede ser la razón por la que los costes para el propietario de las ST cayeron solo un 12% entre 2011 y 2019, y su participación en los costes totales aumentó al 14% en 2019 (frente al 5% en 2010).
Entre 2010 y 2020, el valor medio ponderado del coste total instalado de las plantas de CSP en la base de datos de costes renovables de IRENA cayó alrededor de un 50 % hasta alcanzar los 5.079 USD/kW. Esta cifra luego cayó a 4.274 USD/kW en 2022, lo que representó una disminución del 58 % con respecto a 2010.
Los costos totales instalados aumentaron a 9 728 USD/kW en 2021, antes de volver a caer a 4 274 USD/kW en 2022. Sin embargo, esta tendencia debe interpretarse con cautela, ya que el valor de 2021 corresponde al de la primera planta de energía solar construida en América Latina, que fue inaugurada en junio de ese año. Teniendo en cuenta ese valor, la caída del coste total instalado entre 2010 y 2021 fue del 4%. Esto a pesar de que la caída del LCOE para ese período se mantuvo en un nivel similar al registrado entre 2010 y 2021, dado el alto factor de capacidad del proyecto chileno Cerro Dominador, que cuenta con 17,5 horas de almacenamiento. Durante 2022, el despliegue se trasladó a China y, con su estructura de costos más bajos, el valor promedio ponderado del costo instalado total cayó a USD 4 274/kW.
Los datos de la base de datos de costos renovables de IRENA muestran que los costos totales instalados para las plantas de CSP disminuyeron durante la última década, incluso cuando aumentó el tamaño de los sistemas de almacenamiento de energía térmica de estos proyectos.
141 Durante 2018 y 2019, los costos de instalación de las plantas de CSP con almacenamiento estuvieron a la par o inferiores a los costos de capital de las plantas sin almacenamiento puestas en servicio en el período de 2010 a 2014, a veces incluso dramáticamente más bajos. Los proyectos encargados en 2018 y 2019 y listados en la Base de Datos de Costos Renovables de IRENA tuvieron un promedio de 7,4 horas de almacenamiento. Esto es 2,8 veces más que el valor medio de almacenamiento de los proyectos encargados entre 2010 y 2014. El almacenamiento también siguió creciendo después de eso. Por ejemplo, el nivel de almacenamiento promedio ponderado para proyectos encargados en 2020 y 2021 fue de 13,8 horas, un 85% más que el nivel de 2018 y 2019.
Los costos de capital para los proyectos de CSP encargados en 2020 para los cuales hay datos de costos disponibles en la base de datos de costos renovables de IRENA oscilaron entre 4 761 USD/kW y 5 713 USD/kW. Sin embargo, ese año sólo se completaron dos proyectos. Ambos estaban en China y sumaban 150 MW. Por lo tanto, los datos reflejan circunstancias nacionales, de la misma manera que en los años 2010 a 2012 España dominó el despliegue de CSP y, por lo tanto, los datos de CSP.
Los dos proyectos completados en China también formaban parte de un programa de 20 proyectos piloto. Estos fueron diseñados para probar una variedad de conceptos tecnológicos y adquirir experiencia en la integración de una amplia gama de tecnologías y configuraciones de plantas en el sistema eléctrico. El programa, lanzado en 2016 y cuyo objetivo era desarrollar 1,35 GW de capacidad, inicialmente tenía como objetivo completarse para 2018, pero sin duda este cronograma era demasiado ambicioso. Con costos instalados totales promedio ponderados de USD 5 079/kW en 2020, los costos fueron un 31 % más bajos que el promedio ponderado de USD 7 382/kW para los proyectos encargados en 2019.
Durante 2018 y 2019, la base de datos de costos renovables de IRENA muestra un rango de costos de capital de entre 3 571 USD/kW y 9 699 USD/kW para proyectos de CSP con capacidades de almacenamiento de entre cuatro y ocho horas. En el mismo período, el rango de costos para proyectos con ocho horas o más de capacidad de almacenamiento térmico fue más estrecho: entre 4 574 USD/kW y 7 774 USD/kW.
Para la CSP, los determinantes del factor de capacidad alcanzable para una ubicación y tecnología determinadas son la calidad del recurso solar y la configuración tecnológica. La CSP se distingue porque el potencial de incorporar almacenamiento de energía térmica de bajo costo puede aumentar el factor de capacidad45 y reducir el LCOE.
Sin embargo, se trata de una optimización de diseño compleja impulsada por el deseo de minimizar el LCOE y/o cumplir con los requisitos operativos de los operadores o accionistas de la red para capturar el precio mayorista más alto.
Esta optimización del diseño de una planta CSP también requiere simulaciones detalladas, que a menudo cuentan con la ayuda de herramientas de software de optimización tecnoeconómica que dependen cada vez más de algoritmos avanzados. En los últimos años, las herramientas de optimización avanzadas pueden explorar fácilmente simulaciones que consideran el recurso solar del sitio, la capacidad de almacenamiento del proyecto y el tamaño del campo solar necesario para minimizar el LCOE y garantizar la utilización óptima del calor generado. Se trata de un equilibrio delicado, ya que un tamaño de campo solar inferior al óptimo da como resultado una infrautilización del sistema de almacenamiento de energía térmica y del bloque de energía seleccionado. Sin embargo, un tamaño de campo solar mayor que el óptimo agregaría costos de capital adicionales, pero aumentaría el factor de capacidad, aunque con el riesgo potencial de que la generación de calor se vea restringida en ocasiones, debido a la falta de capacidad de almacenamiento y/o generación de energía.
Durante la última década, la caída de los costos del almacenamiento de energía térmica y el aumento de las temperaturas de funcionamiento han sido avances importantes para mejorar la economía de la CSP. Esto último también reduce el costo de almacenamiento, ya que las temperaturas más altas del fluido de transferencia de calor (HTF) reducen los costos de almacenamiento. Para un nivel DNI determinado y condiciones de configuración de la planta, temperaturas HTF más altas permiten un diferencial de temperatura mayor entre los tanques de almacenamiento «calientes» y «fríos». Esto significa que se puede extraer mayor energía (y, por tanto, duración del almacenamiento) para un tamaño de almacenamiento físico determinado o, alternativamente, se necesita menos volumen de medio de almacenamiento para lograr un número determinado de horas de almacenamiento. Combinados, estos factores han aumentado el nivel óptimo de almacenamiento en una ubicación determinada desde 2010, ayudando a minimizar el LCOE.
Estos factores han contribuido a que el factor de capacidad promedio ponderado global de las plantas recién puestas en servicio aumente del 30% en 2010 al 42% en 2020, un aumento del 41% durante la década. Los percentiles 5 y 95 de los valores del factor de capacidad para proyectos en la Base de Datos de Costos Renovables de IRENA encargados en 2019 fueron 22% y 54%, respectivamente. En 2020, el rango para ambos proyectos fue del 40% al 46%. El excelente recurso solar en el desierto de Atacama de Chile, donde se encuentra el proyecto CSP Cerro Dominador, significó un valor de factor de capacidad muy alto para 2021, del 80%. En 2022, un proyecto ubicado en China con 9 horas de almacenamiento elevó el factor de capacidad al 36%, un valor más cercano al nivel de 2019.
Se pueden ver claramente los crecientes factores de capacidad de las plantas de CSP, impulsados por una mayor capacidad de almacenamiento. Con el tiempo, se han encargado proyectos de CSP con duraciones de almacenamiento más largas.
Para las plantas puestas en funcionamiento entre 2016 y 2020, inclusive, alrededor de cuatro quintas partes tenían al menos cuatro horas de almacenamiento y el 39% tenía ocho horas o más.
El impacto de la economía de los mayores niveles de almacenamiento de energía es evidente en que en 2020, las plantas recién puestas en servicio tuvieron un factor de capacidad promedio ponderado del 42%, con un DNI promedio menor que el de las plantas puestas en servicio durante el período 2010 a 2013. De hecho, durante ese período, el factor de capacidad promedio ponderado para las plantas recién puestas en servicio estuvo entre el 27% y el 35%.
Tanto el período inicial de desarrollo de la CSP en España como el más reciente en China se han caracterizado por proyectos pequeños, de 50 MW. En el caso de China, estos han sido predominantemente proyectos de demostración de tecnología entre 20 planes piloto iniciales. Sin embargo, para desbloquear economías de escala (y a medida que las adquisiciones competitivas han fomentado una mayor elección de los desarrolladores en las especificaciones de las plantas), los tamaños promedio de los proyectos han aumentado con el tiempo. Es probable que los futuros proyectos comerciales graviten hacia el rango de 100 MW a 150 MW, que representa el óptimo económico en la mayoría de los lugares.
Actualmente, las plantas de CSP también se diseñan de forma rutinaria para satisfacer los picos nocturnos y la demanda nocturna. La CSP con almacenamiento de energía térmica de bajo coste puede integrar mayores proporciones de energía solar y eólica variable, lo que significa que, aunque a menudo se subestima, la CSP podría desempeñar un papel cada vez más importante en el futuro.
El reciente aumento de la capacidad de almacenamiento también se ha visto impulsado por la disminución de los costos del almacenamiento de energía térmica a medida que el mercado ha madurado. Este es el resultado tanto de la disminución de los costos de capital como de las temperaturas operativas más altas, que permiten mayores diferenciales de temperatura en los sistemas de almacenamiento de sales fundidas, aumentando la energía almacenada para el mismo volumen. El resultado ha sido un aumento en el número promedio ponderado de horas de almacenamiento a lo largo del tiempo. Esto se multiplicó por más de tres entre 2010 y 2020, de 3,5 horas a 11 horas. El proyecto Cerro Dominador en Chile, que entró en funcionamiento en 2021, presenta la capacidad de almacenamiento más alta conocida en el mundo, con 17,5 horas. En 2022 este valor fue de nueve horas, cifra más cercana al nivel de 2019.
Aunque, en igualdad de condiciones, un DNI más alto conduce a un factor de capacidad mayor, existe una correlación mucho más fuerte entre los factores de capacidad y las horas de almacenamiento. Sin embargo, esto es sólo una parte de la economía de las plantas en ubicaciones con mayor DNI. Los DNI más altos también reducen el tamaño del campo necesario para una determinada capacidad de proyecto y, por tanto, el tamaño de la inversión.
Sin embargo, las mejoras tecnológicas y las reducciones de costos para el almacenamiento de energía térmica también significan que se pueden lograr factores de capacidad más altos incluso en áreas sin DNI de clase mundial. Los datos de 2020 muestran el impacto de mayores niveles de almacenamiento, con plantas recién puestas en servicio que registraron un factor de capacidad promedio ponderado del 42% ese año, a pesar de que el DNI promedio en 2020 fue menor que el de las plantas puestas en servicio entre 2010 y 2013, inclusive. Durante ese período anterior, el factor de capacidad promedio ponderado estuvo entre 27% y 35% para las plantas recién puestas en servicio.
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Para las plantas de CSP, los costos totales de operación y mantenimiento, que incluyen seguros y otros costos de gestión de activos, son sustanciales en comparación con la energía solar fotovoltaica y la energía eólica terrestre. También varían de un lugar a otro, dependiendo de las diferencias en irradiación, diseño de plantas, tecnología, costos laborales y precios de cada componente del mercado, lo que está vinculado a diferencias de costos locales.
Históricamente, el mayor coste individual de operación y mantenimiento de las plantas de CSP ha sido el gasto en sustitución de receptores y espejos. Sin embargo, a medida que el mercado ha madurado, la experiencia (así como los nuevos diseños y la tecnología mejorada) han ayudado a reducir las tasas de fallas de receptores y espejos, reduciendo estos costos.
Además, los costos de personal representan un componente importante de la operación y el mantenimiento, y la complejidad mecánica y eléctrica de las plantas de CSP en relación con la energía solar fotovoltaica, en particular, impulsa esto. Los cargos por seguros también siguen contribuyendo de manera importante a los costos de operación y mantenimiento. Estos suelen oscilar entre el 0,5% y el 1% del desembolso de capital inicial (cifra inferior al coste total de instalación).
Con algunas excepciones, los costes típicos de operación y mantenimiento de las primeras plantas de CSP que todavía están en funcionamiento hoy en día oscilan entre 0,02 USD/kWh y 0,04 USD/kWh. Probablemente esta sea una buena aproximación a los niveles actuales de O&M en los mercados relevantes para proyectos construidos en 2010 y alrededor de 2010, a nivel mundial. Esto es así, incluso si se basa en un análisis que se basa en una combinación de estimaciones de ingeniería ascendentes y los mejores datos de proyectos disponibles (IRENA, 2018; Li et al., 2015; Turchi, 2017; Zhou, Xu y Wang , 2019).
Sin embargo, un análisis realizado por IRENA realizado en colaboración con el Instituto de Investigación Solar (Das Institut für Solarforschung des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt [DLR]) muestra que es posible lograr costos de operación y mantenimiento más competitivos en una variedad de mercados (Tabla 5.1). En estos, los proyectos lograron el cierre financiero en 2019 y 2020.
Los costos de operación y mantenimiento por kWh en muchos de estos mercados son altos en términos absolutos, en comparación con la energía solar fotovoltaica y muchos parques eólicos terrestres. Sin embargo, representan alrededor del 18% al 20% del LCOE para proyectos comparables en países del G20. Teniendo esto en cuenta, los cálculos del LCOE en la siguiente sección reflejan los costos de operación y mantenimiento en la base de datos de costos renovables de IRENA que disminuyeron de un promedio ponderado de capacidad de USD 0,037/kWh en 2010 a USD 0,022/kWh en 2022 (un 41% menos que en 2010). . El valor medio ponderado se ha mantenido estable desde 2020.
Dado que los costos totales de instalación, los costos de operación y mantenimiento y los costos de financiación cayeron a medida que aumentaron los factores de capacidad, el LCOE de la CSP cayó significativamente entre 2010 y 2022. De hecho, durante ese período, el LCOE promedio ponderado global de las plantas de CSP recientemente puestas en servicio cayó un 69%, de 0,380 USD/kWh a 0,118 USD/kWh.
Dado que el despliegue durante el período 2010 a 2012 estuvo dominado por España (y compuesto principalmente por plantas de PTC), el LCOE promedio ponderado global por proyecto disminuyó solo ligeramente, aunque dentro de un rango cada vez mayor, a medida que nuevos proyectos entraron en funcionamiento. Esto cambió en 2013, cuando surgió una clara tendencia a la baja en el LCOE de los proyectos a medida que el mercado se ampliaba, se ganaba experiencia y las adquisiciones más competitivas comenzaron a tener un impacto. En lugar de que los efectos del aprendizaje tecnológico por sí solos impulsaran un LCOE más bajo de los proyectos a partir de 2013, el cambio en el despliegue a áreas con DNI más altos durante el período 2013 a 2015 también influyó.
En el período de 2016 a 2019, los costos continuaron cayendo y la puesta en marcha de proyectos en China se hizo evidente; los proyectos puestos en marcha allí en 2018 y años posteriores alcanzaron LCOE estimados de entre USD 0,08/kWh y USD 0,14/kWh. Por el contrario, los costos de los proyectos encargados en 2018 y 2019 en Marruecos y Sudáfrica tendieron a ser más altos.
Para los proyectos encargados entre 2014 y 2017, su ubicación en lugares con DNI más altos contribuyó en gran medida al aumento de los factores de capacidad (y, por lo tanto, a los valores LCOE más bajos). El DNI promedio ponderado de los proyectos encargados durante ese período, de alrededor de 2 600 kWh/m2/año, fue un 28% más alto que en el período 2010 a 2013. Sin embargo, como ya se señaló, este no fue el único impulsor de las tendencias del LCOE, ya que Las mejoras tecnológicas provocaron un movimiento hacia configuraciones de plantas con mayores capacidades de almacenamiento. La CSP con almacenamiento de energía térmica de bajo coste ha demostrado que puede desempeñar un papel importante en la integración de mayores porcentajes de energías renovables variables en áreas con buena DNI.
En 2016 y 2017, solo se completaron unas pocas plantas, con alrededor de 100 MW añadidos cada año. Por lo tanto, los resultados de estos dos años son volátiles y están impulsados por costos específicos de la planta. En 2016, el aumento del LCOE fue impulsado por los mayores costos de los primeros proyectos en Sudáfrica y Marruecos encargados ese año. En 2017, el LCOE promedio ponderado global volvió a caer al nivel establecido en 2014 y 2015.
Luego, las nuevas incorporaciones de capacidad se recuperaron en 2018 y 2019, con al menos 600 MW agregados cada año. En 2018, se pusieron en marcha plantas en China, Marruecos y Sudáfrica, con LCOE que oscilaron desde un mínimo de 0,080 USD/kWh en China hasta un máximo de 0,249 USD/kWh en Sudáfrica. Por el contrario, en 2019 se registraron LCOE más altos, ya que dos proyectos israelíes retrasados entraron en funcionamiento. Los costos ese año oscilaron entre 0,113 USD/kWh para un proyecto en China y 0,430 USD/kWh para el proyecto PTC israelí.
En 2020, el despliegue no superó los 150 MW, aunque los bajos costes de capital de los proyectos que se llevan a cabo en China hicieron bajar el LCOE promedio ponderado para ese año a 0,118 dólares/kWh. En 2021, el valor LCOE fue un 2 % más alto que en 2020, a 0,121 USD/kWh, aunque seguía siendo un 68 % más bajo que en 2010. Sin embargo, la cifra de 2021 se basó en un mercado muy reducido, al igual que la cifra de 2022. de USD 0,118/kWh.
Teniendo en cuenta esto, la disminución del 68% en el LCOE promedio ponderado global de CSP durante el período 2010 a 2020, muestra sus principales componentes.
Con un 64%, la mayor parte de la disminución se debió a la caída del coste total instalado de las plantas de CSP durante el período. Las mejoras en la tecnología y las reducciones de costos en el almacenamiento de energía térmica, que llevaron a la puesta en marcha de proyectos con mayor duración de almacenamiento en 2020, llevaron a una mejora en los factores de capacidad. Esto, a su vez, representó el 17% de la reducción del LCOE durante el período 2010 a 2020. Los menores costos de operación y mantenimiento representaron el 10% de la disminución total del LCOE durante ese tiempo, mientras que la reducción en el costo promedio ponderado del capital representó el 9% restante. También es necesario reconocer el papel de los desarrolladores cada vez más experimentados en la reducción de costos en cada paso del proceso de desarrollo, construcción y puesta en servicio.
Este mismo análisis arroja resultados bastante diferentes para el período 2010 a 2021, dado los altos costos totales instalados/alta estructura de factores de capacidad del proyecto de 2021 en Chile. Si se tiene en cuenta esto, el factor de capacidad será el principal contribuyente (77 %) a la reducción de costes entre 2010 y 2021. Los menores costes de operación y mantenimiento representan una décima parte de la reducción, mientras que las reducciones en los costes totales instalados medios ponderados globales de las plantas de CSP recientemente puestas en servicio representó el 7%. Las mejoras en el costo promedio ponderado del capital representan el 6% de la disminución total del LCOE durante el período.
En ausencia de un fuerte apoyo político a la CSP, el mercado sigue siendo pequeño y la cartera de nuevos proyectos poco ambiciosa. Esto es decepcionante, dado el notable éxito en la reducción de costos desde 2010, a pesar de que solo se habían implementado 6,4 GW a nivel mundial para fines de 2021. Dado el crecimiento de la competitividad de las energías renovables variables desde 2010, el valor de la capacidad de la CSP para proporcionar energía gestionable 24/ 7 en áreas con alto DNI a un costo razonable solo aumentará. Un mayor apoyo político sería fundamental para reducir aún más los costos –y reducir los costos generales del sistema eléctrico– al proporcionar capacidad firme y renovable y servicios flexibles para integrar proporciones muy altas de energías renovables.
