Los costes de la termosolar: entrevista con Michael Taylor (IRENA)

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Los costes de la termosolar: entrevista con Michael Taylor (IRENA)

Entrevista con Michael Taylor, Analista Senior, Renewable Cost Status and Outlook, IRENA

Entrevista de Carlos Márquez

P: Estoy seguro de que usted ha visto en las noticias que la oferta más baja para la central termosolar de 200 MW en Dubai llegó a 9,45 centavos de dólar por kWh. ¿Es algo que podrías haber previsto hace seis meses?

MT: Sí, IRENA publicó el año pasado el informe The Power to Change: Solar and Wind Cost Reduction Potential to 2025que analizó las vías de reducción de costes para la energía solar fotovoltaica, termosolar, eólica offshore y eólica terrestre. Debido a que la termosolar está en su infancia en términos de despliegue, existe una gran oportunidad para reducir los costes, no sólo por las mejoras tecnológicas, sino también por una mayor competencia en la cadena de suministro y las economías de escala. Hicimos números y llegamos a un coste LCOE de alrededor de 9 céntimos de dólar por kWh para 2025 para la torre solar. Ese número se basa en un coste promedio ponderado del capital (WACC) del 7,5%. Sobre la base de la experiencia previa con Dubai Electricity and Water Authority (DEWA), a menudo vemos los proyectos con un WACC más bajo en Dubai.

La reciente oferta a 9,45 centavos de dólar por kWh confirma que la termosolar está en camino de lograr las reducciones de costes que esperábamos para 2025. Por supuesto, habrá un rango alrededor de esa estimación central, pero es reconfortante saber que ya vemos algunos proyectos en esa línea. En particular, esta DEWA, ​​que están logrando el potencial.

P: ¿Cree usted que esta oferta podría ser aún más baja en un lugar con mejores recursos solares que los Emiratos Árabes Unidos?

MT: Sí, ya tenemos evidencia de eso. En las últimas subastas en Chile, un país con algunos de los recursos solares más altos del mundo, hubo una oferta de termosolar de 63 dólares por MWh. La oferta no fue exitosa, pero entiendo que el desarrollador del proyecto buscará rehacer ese proyecto, y cuando usted está buscando proveer capacidad firme, es decir, proveer energía durante 24 horas, la termosolar podría ser una buena opción en Chile.

La oferta podría no ser exactamente la misma, pero muestra lo que se puede lograr con mejores recursos solares. Además, en Chile la claridad del aire es mejor que en los Emiratos Árabes Unidos, lo que podría contribuir a una menor oferta en torres como la luz en el receptor no es tan difusa.
Ubicación Irradiación Normal Directa (DNI) kWh / m2 / año

Localización Direct Normal Irradiation (DNI) kWh/m2/año
Madinat Zayed, UAE 1,883
Hassi R’mel, Algeria 2,174
Kuraymat, Egypt 2,431
Ouarzazate, Morocco 2,464
Amman, Jordan 2,587
Nota: Global Solar Atlas FAQ

Recursos solares en varias localizaciones en los países MENA (Fuentes: Global Solar Atlas y NREL SolarPACES)

P:¿Cuáles diría que son los principales impulsores de la reducción de costes en la termosolar?

MT: Esto depende de si usted está hablando de un canal parabólico o de una torre. El análisis que hicimos muestra que existen oportunidades de reducción de costes en todo el espectro. Estamos anticipando que los costes totales instalados caerán entre el 33% y el 37% para 2025. Se espera que la reducción en el coste de energía sea ligeramente más alta, en el rango de 37% a 43% para 2025.

Esta reducción de costes vendrá como una combinación de reducir los costes instalados y mejorar el rendimiento, especialmente temperaturas de operación más altas, lo que ayuda a aumentar el rendimiento y reducir los costes instalados de almacenamiento térmico. También se obtienen ganancias a partir de la eficiencia de desbloqueo en operación y mantenimiento (O & M). Si hacemos todo eso, veremos reducciones de costes significativas.

Aproximadamente dos tercios de las reducciones esperadas en el coste de la energía provienen de los costes totales instalados (véase la Figura 2 para los componentes de costes principales). Y dentro de eso, el campo solar y los costes de Ingeniería, Adquisición y Construcción (EPC) tienen el mayor peso, al igual que las reducciones en los costes de sistemas de almacenamiento térmico (TES) cuando se están mejorando las eficiencias al moverse a temperaturas de funcionamiento más altas. Realmente necesitamos mirar a través de la pizarra para desbloquear estas reducciones de costos.

Figura 2: Categorías totales de costes instalados y sus principales categorías para colectores parabólicos y torre solar (Fuente:  IRENA/DLR 2016)

P: ¿Las reducciones de costes provendrían más de los costos del equipo o de la instalación?

MT: Es una combinación de ambos. En el canal parabólico, existen oportunidades de utilizar canales de mayor apertura para aumentar las economías de escala mientras se instalan menos canales para la misma salida. Esto debería resultar en una reducción de los costes instalados, aunque los canales más grandes requerirían un refuerzo estructural adicional.

Una gran cantidad de reducciones de costes resultará de la optimización de los diseños. En algunos casos, podríamos ver un ligero aumento en los costes específicos instalados, lo cual está bien siempre y cuando mejore la eficiencia y reduzca el coste total de energía. Todavía hay una oportunidad significativa de continuar optimizando el diseño para mejorar el rendimiento.

Figura 3: Canal parabólico y torre, potencial de reducción del coste por fuente, 2015-2025 (Fuente: IRENA/DLR, 2016)

P. ¿Cuál es la mejor oportunidad para mejorar el rendimiento y reducir los costes?

MT: Una vez más, las mayores oportunidades de reducción de costes están representadas por los principales rubros de costes, como el campo solar y los costes EPC. Dicho esto, no se puede generalizar demasiado a través del canal parabólico y torre solar.

Para el canal parabólico, IRENA ve una distribución bastante uniforme de las oportunidades de reducción de costes en todo el campo solar, EPC, el coste del propietario y el almacenamiento térmico.

Una de las vías para reducir los costes de los sistemas de almacenamiento térmico es operando a temperaturas más altas. Pero las torres ya están funcionando a una temperatura más alta que el canal parabólico, por lo que hay menos espacio para aumentar el diferencial de temperatura o reducir el volumen físico.

Las oportunidades de reducción de costes para la tecnología de torre solar están mucho más concentradas en el campo solar, particularmente los heliostatos y los costos de seguimiento. Las reducciones de costos de EPC se concentrarían en la reducción de los costes de instalación. Y en comparación con el canal parabólico, debería haber reducciones de costos relativamente más significativas en el bloque de potencia.

Realmente no hay un área de stand-out que nos permita hacer algún tipo de avance en la reducción de costes. Realmente está actuando en cada uno de los componentes de costos individuales con el objetivo a largo plazo de reducir los costes generales de energía, pero también mejorando el rendimiento y reduciendo los costes de O & M.

No se puede subestimar la contribución combinada de la industrialización y las economías de escala, y el aumento de la competencia dentro de la cadena de suministro, que todos actúan para reducir los costos.

Lo que hemos visto en la eólica y fotovoltaica es que cuando llegamos a la masa crítica, y una pluralidad de proveedores, se hacen más esfuerzos para reducir los márgenes, encontrar más opciones para encontrar materiales alternativos e innovar. Además, los contratistas están más dispuestos a reducir los riesgos de contingencia a medida que adquieren experiencia con la tecnología. También están dispuestos a aceptar una menor tasa de retorno sobre el capital en proyectos de termosolar. Por lo tanto, es realmente una combinación de estos factores.

P: ¿Cuándo crees que la termosolar podría alcanzar esta escala crítica?

MT: Es imposible adivinar. Si desea hacer una analogía muy pobre, puede ver lo que sucedió en la eólica marina. Durante muchos años en Europa occidental, la eólica marina era muy cara, en el rango de 13 a 20 centavos de dólar por kWh. A finales de 2016, la eólica marina alcanzó alrededor de 13 GW de capacidad instalada total y vimos resultados de licitación muy competitivos en Dinamarca, Países Bajos y Alemania. Y eso ocurrió aún más rápido que las hojas de ruta de la industria. Por lo tanto, la termosolar es de 5 GW. No estoy diciendo que si conseguimos 13 GW veremos lo mismo con la CSP, pero claramente si usted está hablando de una tecnología que sólo tiene 5 GW a nivel mundial, se puede decir que el método principal de reducción de costes es con mayores escalas. Una vez alcanzada la masa crítica, los costes bajarán más rápido de lo que la gente piensa.

Y los beneficios de la termosolar de proporcionar generación despachable y la capacidad de permitir mayores aportes de renovables variables significa que la CSP es una buena parte de la caja de herramientas que se necesita como parte de la transición energética. Para países con un alto nivel de irradiación solar directa, la termosolar podría ser una parte importante de su combinación de energía.

P. Interesante, y menciona la capacidad de despacho y la flexibilidad como beneficios de la termosolar, lo que me lleva al tema de medir el valor más que el coste. Recientemente, se ha hablado mucho de pasar de medir el coste de CSP a valor de medición. ¿Cómo se puede empezar a poner un valor en cosas como la expedición?

MT: Diferentes formas de medir el coste le proporcionan información diferente. Medir los costes de energía es relativamente sencillo si usted tiene todas las entradas pertinentes. Pero el valor de la electricidad varía cada día dependiendo de la naturaleza de la demanda, perfil de carga y otras características de cada sistema eléctrico.

Si usted tiene un sistema energético que prácticamente no tiene energías renovables variables, como la eólica y la fotovoltaica, puede instalarlas sin mucha planificación. Pero eventualmente, a medida que crece la proporción de renovables variables, tendría que aumentar la flexibilidad del sistema para lograr su pleno valor para generar energía mientras producen muy bajas emisiones de CO2. Si tiene termosolar con almacenamiento térmico, puede producir energía limpia cuando el sistema está restringido por una alta demanda y baja producción de renovables variables. Durante épocas como esta, típicamente el pico de la tarde o de la tarde temprana, los costes de generación son también altos.

La termosolar puede intervenir y capturar este valor. Desafortunadamente, no hay una solar forma de medir que nos diga cuál es el valor adicional de la termosolar que necesita ser evaluado realizando simulaciones específicas de mercado para determinar dónde ofrece el mayor valor.

Lo emocionante es que la termosolar nos proporciona una generación despachable, libre de CO2 que nos permite equilibrar la red; proporcionando la flexibilidad que necesitamos para tener una mayor proporción de renovables variables y permitir un sistema de energía de bajas emisiones de carbono.

Este es el valor de la termosolar que nos gustaría ver realizado en un futuro próximo. Incluso ahora, cuando los sistemas de energía siguen siendo dominados por los combustibles fósiles, el sistema se verá limitado en momentos de demanda máxima. En estos casos, la capacidad de CSP con TES para cambiar la generación puede proporcionar ahorros significativos de combustible. Por último, la CSP con TES puede aportar un valor adicional al proporcionar servicios auxiliares tales como respuesta en frecuencia y capacidad de reserva.

A Word with Michael Taylor, Senior Analyst, Renewable Cost Status and Outlook, IRENA

 

2017-07-19T09:29:29+00:00 19, julio, 2017|